Die Strompreiskompensation gleicht einen Teil der indirekten Kosten aus, die Unternehmen durch den europäischen Emissionshandel über den Strompreis entstehen. Sie richtet sich an energieintensive Branchen, die im internationalen Wettbewerb stehen und deren Produktion dadurch besonders belastet wird.

Ministerien betonen Wirtschaftsunterstützung

Nach Angaben des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE), erweitert sich der Kreis der beihilfeberechtigten Sektoren von bislang elf auf künftig 31 Branchen. Zu den neu aufgenommenen Bereichen zählen unter anderem Unternehmen der organischen Chemie sowie der Glasindustrie. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) erklärte: „Dies trägt dazu bei, industrielle Wertschöpfung und Arbeitsplätze in Deutschland zu sichern sowie Wachstum und Innovation zu ermöglichen“.

Für bereits beihilfeberechtigte Branchen wie die Stahlindustrie werde die Beihilfeintensität auf 80 Prozent angehoben. Außerdem würden künftig auch Chemieparks berücksichtigt, für die es nach Angaben der Ministerin über Jahrzehnte keine abschließende Regelung gegeben habe.

Auch Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD) sieht in der Entscheidung einen Beitrag zur Verbindung von Klimaschutz und industrieller Wettbewerbsfähigkeit. Laut Schneider profitieren insbesondere Unternehmen, die im internationalen Wettbewerb stehen und gleichzeitig in die Transformation investieren. „Die ausgeweitete Strompreiskompensation schafft Planungssicherheit und unterstützt den Weg zur Klimaneutralität“, erläuterte Schneider.

Verlängerung der Kompensation nach 2026 vorgesehen

Mit der Genehmigung nutzt die Bundesregierung nach eigenen Angaben die erweiterten beihilferechtlichen Möglichkeiten der Europäischen Union. Deutschland hatte sich auf europäischer Ebene für eine Ausweitung der Spielräume eingesetzt. Die novellierte Richtlinie soll in Kürze im Bundesanzeiger veröffentlicht werden und anschließend in Kraft treten.

Die Bundesregierung kündigte zudem an, die Strompreiskompensation für die Abrechnungsjahre ab 2026 weiterzuentwickeln. Diese geplanten Änderungen sollen erneut der Europäischen Kommission zur beihilferechtlichen Genehmigung vorgelegt werden. Ziel ist es nach Angaben der Bundesregierung, die nun beschlossenen Verbesserungen dauerhaft zu verankern, bürokratische Anforderungen zu verringern und die Entlastungswirkung für die Unternehmen zu erhöhen.

Für die Abwicklung des Förderverfahrens ist die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) im Umweltbundesamt zuständig. Unternehmen können ihre Anträge für das laufende Verfahren bereits einreichen. (sh)

Weitere Informationen zum Industriestrom-Antragsverfahren stehen im Internet bereit.

Am 12. Juli stehen zwei Bürgerentscheide an, die dem Projekt Rückenwind geben könnten. Oder aber die Abstimmungen schicken den Windpark auf die lange Bank. Denn ein negatives Votum würde die Planungen bis zu drei Jahre aufhalten – wenn nicht ganz zu Fall bringen.

Gleich zwei Städte rufen ihre Bevölkerung zu den Urnen, weil es sich beim Windpark auf dem Höhenzug Lammerskopf auf gewisse Weise um ein interkommunales Projekt handelt. Bis zu sieben Anlagen sollen auf Heidelberger Stadtgebiet über die Baumwipfel wachsen. Dazu ist eine Turbine im Bereich der Stadt Neckargemünd vorgesehen.

Heidelbergs östliche Nachbarkommune hat deutlich gemacht, die eigene Parzelle nur hergeben zu wollen, sofern der größere Teil des Windparks auch die Zustimmung erhält. Wie die Bürgervoten in Heidelberg und Neckargemünd ausgehen, ist gleichwohl offen. Es gibt viel Zuspruch, aber auch Ablehnung – zum Beispiel von Naturschutzverbänden.

Die Planungen für den Windpark befinden sich noch in einem frühen Stadium. Schon jetzt ist klar, dass es für Windkraftanlagen besondere Hürden gibt. Denn der ins Auge gefasste Bereich ist in Teilen Flora-Fauna-Habitat-Gebiet (FFH) sowie Landschaftsschutzgebiet. Wie leicht diese Hürden zu überwinden sind, würde erst das normale Genehmigungsverfahren zeigen. Allerdings ist das Volumen bereits nahezu halbiert: Ursprünglich sprachen die Entwickler von bis zu 15 Anlagen.

Zur Projektgemeinschaft, die von Forst BW die Flächen zugesprochen bekam, gehören neben den Stadtwerken Heidelberg die Energiegenossenschaft Starkenburg, die Bürgerenergiegenossenschaft Kraichgau, die Heidelberger Energiegenossenschaft und die Trianel Wind und Solar. An ihr sind die Stadtwerke Heidelberg als Anteilseigner der Stadtwerke-Kooperation Trianel beteiligt. Die Entwickler des Lammerskopf-Windparks verstehen sich aufgrund dieser Struktur als Bürgerprojekt.

„Es ist unser Ziel, das Angebot zum Laden noch attraktiver zu machen und so noch mehr Menschen von der E-Mobilität zu überzeugen, gerade jetzt in der Sommer- und Reisezeit“, sagt Lars Jacobs, Chief Commercial Officer E-Mobility bei EnBW. Nach Unternehmensangaben sollen Kunden per E-Mail über die befristete Preisaktion informiert werden.

Im Tarif L sinkt der Preis damit von 35 auf 30 Cent je kWh. Im grundgebührfreien Tarif S werden statt 56 nur noch 51 Cent je kWh berechnet. Je nach Tarif entspricht dies einer Preisreduzierung von mehr als 14 Prozent. Nicht von der Aktion erfasst sind Ladepunkte anderer Betreiber im „EnBW HyperNetz“, Ad-hoc-Ladevorgänge sowie Blockiergebühren.
 
EnBW verweist darauf, dass sie ihre Ladepreise grundsätzlich möglichst stabil gestalten wolle und kurzfristige Preissprünge vermeiden möchte. Nach Angaben des Unternehmens sind derzeit keine allgemeinen Preiserhöhungen geplant.

Nach Unternehmensangaben umfasst das EnBW Hyper-Netz mehr als 900.000 Ladepunkte in Europa. In Deutschland betreibt EnBW ein Schnellladenetz, in dem nach eigenen Angaben im Durchschnitt etwa alle 50 Kilometer ein Schnellladepunkt erreichbar ist. Die Preisaktion ist zeitlich befristet und endet am 30. September. Danach gelten an den EnBW-eigenen Ladepunkten wieder die regulären Tarife.

Im Juni hatte EnBW mit „EnBW collect“ ein Treueprogramm eingeführt. Kunden mit dem Tarif „EnBW mobility+“, erhalten für jede geladene kWh zwei Bonuspunkte. Das entspricht einem Gegenwert von zwei Cent je kWh. Ab 500 Punkten können diese als fünf Euro Ladeguthaben eingelöst werden. Nach Unternehmensangaben soll das Programm die Kundenbindung stärken. (sag)

Ab 2028 soll der neue europäische Emissionshandel für Gebäude und Verkehr (ETS 2) den CO2-Ausstoß im Straßenverkehr verteuern. Dadurch könnten die Kraftstoffpreise langfristig deutlich steigen. Nach Einschätzung der Forschenden reicht dieser Preisanreiz allein jedoch nicht aus, um viele Menschen zum Umstieg zu bewegen. Damit bleibe der Verkehrssektor weiter der einzige, der keine Fortschritte im Klimaschutz macht.

ÖPNV räumlich und zeitlich unzureichend

Renke Schmacker, wissenschaftlicher Mitarbeiter am DIW und am Wissenschaftszentrum Berlin für Sozialforschung (WZB), präsentierte eine Befragung von 4.257 Menschen in Deutschland, die derzeit ein Fahrzeug mit Verbrennungsmotor nutzen. Die Erhebung fand im Februar 2025 statt und ist laut DIW repräsentativ nach Alter, Geschlecht, Bildung sowie Wohnort in Stadt oder Land. Untersucht wurden Mobilitätsentscheidungen für regelmäßige Wege zur Arbeit, zum Einkaufen und für Freizeitaktivitäten.

Nach den Ergebnissen sinkt die Nachfrage nach Autofahrten bei steigenden Kraftstoffpreisen deutlich. Dieser Effekt nehme mit zunehmender Preissteigerung weiter zu, hänge aber direkt mit dem Einkommen der Befragten zusammen. Allerdings bewerten viele Teilnehmende das Angebot des öffentlichen Personennahverkehrs (ÖPNV) als zeitlich oder räumlich unzureichend. Besonders häufig waren Befragte aus ländlichen Regionen und kleineren Städten dieser Meinung. Selbst unter der Annahme eines um 20 Prozent verbesserten ÖPNV-Angebots hätten viele jedoch keine Absicht, ihr Auto aufzugeben. Einen Umstieg auf ein Elektrofahrzeug machten viele vom Preis und von Lademöglichkeiten abhängig. Eine Kaufprämie könnte helfen, sei aber nicht ausschlaggebend.
In der anschließenden Podiumsdiskussion betonte Sigrid Evelyn Nikutta, Kuratoriumsvorsitzende des DIW Berlin und Aufsichtsrätin des Schienenlogistikunternehmens Nexrail, der Anspruch, Mobilität gleichzeitig umfassend zu verbessern und kostengünstiger zu machen, lasse sich ihrer Einschätzung nach nicht vollständig erfüllen. Sie sprach sich zudem für eine langfristig gesicherte Finanzierung des Deutschlandtickets aus.
 
Weert Canzler von der Forschungsgruppe „Digitale Mobilität und gesellschaftliche Differenzierung“ am WZB verwies darauf, dass eine vollständige Elektrifizierung der rund 48 Millionen Pkw in Deutschland das Platzproblem in Städten nicht lösen werde. Autos würden heute im Durchschnitt nur noch rund 12.500 Kilometer pro Jahr gefahren und stünden einen Großteil der Zeit auf Parkplätzen. Diese Flächen fehlten unter anderem für Maßnahmen zur Klimaanpassung wie die Entsiegelung von Städten.

Zwei Drittel können nicht klimaneutral fahren

Ines Verspohl, Direktorin des Sozial-Klimarats, stellte Ergebnisse einer Analyse verschiedener Haushaltstypen vor. Demnach könnten nur etwa ein Drittel der untersuchten Modellhaushalte aus eigener Kraft klimaneutral werden. In Großstädten sei dies durch eine Kombination aus ÖPNV, Fahrrad- und Fußverkehr häufig möglich. Auch Eigentümer eines Einfamilienhauses mit Photovoltaikanlage, Batteriespeicher und Wallbox hätten gute Voraussetzungen.

Dagegen hätten einkommensschwache Mieterinnen und Mieter deutlich geringere Möglichkeiten. Verkehrspolitik müsse daher stärker die Bedürfnisse unterer Einkommensgruppen berücksichtigen. Für ländliche Regionen hält Verspohl eine vollständige Verlagerung auf Bus und Bahn für unrealistisch. Dort werde der Individualverkehr weiterhin eine wichtige Rolle spielen und müsse vor allem elektrifiziert werden.

Gleichzeitig brauche die europäische Automobilindustrie aus ihrer Sicht günstigere kleine Elektroautos sowie einen funktionierenden Gebrauchtwagenmarkt. Als mögliches Instrument nannte sie eine Zulassungssteuer, die bereits beim Fahrzeugkauf unterschiedliche Antriebsarten berücksichtigt.

Canzler kritisierte dagegen mögliche neue Kaufprämien für Elektroautos. Diese seien nur dann sinnvoll, wenn sie gezielt europäische Fahrzeughersteller stärkten. Andernfalls profitierten vor allem Anbieter günstiger Importfahrzeuge. (sh)

Mit unserem Aktionsangebot bieten wir Ihnen die Möglichkeit, den digitalen Informationsdienst von Energie & Management umfassend kennenzulernen: Werktäglich erhalten Sie unseren Newsletter E&M daily mit rund 15 brandneuen Nachrichten aus Unternehmen, Verbänden, Behörden und Politik. Weiterhin haben Sie drei Monate Zugriff auf mehrere Tausend E&M-Online-Meldungen.

E&M richtet sich seit mehr als 30 Jahren an Führungskräfte und Entscheider in Energieversorgungsunternehmen, Stadtwerken, Netzgesellschaften, Industrie und Politik. Die unabhängige Fachredaktion berichtet laufend über Entwicklungen in den Energie- und Handelsmärkten, regulatorische Veränderungen, Unternehmensstrategien, Finanzierung, Digitalisierung, Netze, Wärme, Wasserstoff und erneuerbare Energien. 

Mit Ihrem persönlichen Login erhalten Sie Zugriff auf das Online-Informationsportal von E&M. Dort stehen Ihnen aktuelle Nachrichten, Marktinformationen und Hintergrundberichte in Echtzeit zur Verfügung. Zusätzlich können Sie individuelle Newsletter konfigurieren und gezielt die Themen verfolgen, die für Ihr Unternehmen relevant sind. Das Portal dient zugleich als Recherchearchiv für strategische und operative Fragestellungen. 

Der werktägliche Newsletter liefert die wichtigsten Nachrichten und Hintergründe aus der Energiewirtschaft in kompakter Form – webbasiert und als PDF. Ergänzt wird das Angebot durch Marktdaten, Marktkommentare für Strom und Gas sowie relevante Handelsdaten des Tages. Damit erhalten Sie jeden Morgen einen strukturierten Überblick über die Entwicklungen, die für Managemententscheidungen von Bedeutung sind. 

Ihr Nutzen als Führungskraft eines Energieversorgers

• Frühzeitige Informationen zu regulatorischen und politischen Entwicklungen 
• Aktuelle Markt- und Preistrends 
• Hintergründe und Einordnungen 
• Relevante Informationen für Strategie, Vertrieb, Beschaffung, Erzeugung und Netze 
• Zugriff auf Nachrichten von einer der größten Fachredaktionen der Energiewirtschaft in Deutschland 
• Nutzung auf PC, Tablet und Smartphone – im Büro, unterwegs oder im Homeoffice 

Nutzen Sie die Gelegenheit und testen Sie E&M powernews 30 Tage lang kostenlos und unverbindlich.

Hier anmelden und unverbindlich testen

 
Öl hat seit Beginn des Jahrtausends an Bedeutung verloren – es bleibt aber weltweit weiter der wichtigste Energieträger. Sein Anteil an der globalen Primärenergieversorgung sinkt von 36,3 Prozent im Jahr 2003 auf 30,2 Prozent im Jahr 2023, wie die Statista-Infografik mit Daten der Internationalen Energieagentur (IEA) zeigt. Gleichzeitig zeigt sich eine gegenläufige Entwicklung bei der Kohle, deren Anteil im selben Zeitraum von 24,7 Prozent auf 27,8 Prozent gestiegen ist. Dieser Trend wird insbesondere durch den hohen Kohleverbrauch in China geprägt. Das verdeutlicht die anhaltende Abhängigkeit vieler Volkswirtschaften von fossilen Energien.

Die Untersuchung ist im Journal of Environmental Economics and Management erschienen. Für die Analyse kombinierten die Wissenschaftler Daten zu mehr als 28.000 Windenergieanlagen mit hochauflösenden Geodaten, digitalen Oberflächenmodellen, satellitengestützten Siedlungskarten und kommunalen Wahlergebnissen aus den Jahren 1998 bis 2021. Auf dieser Grundlage ermittelten sie, ob Windenergieanlagen von Wohngebieten aus sichtbar waren, und verglichen anschließend die Entwicklung des Wahlverhaltens.

Ein zentrales Merkmal der Studie ist der Vergleich von Gemeinden, die Windräder in benachbarten Kommunen sehen können, mit geografisch nahe gelegenen Kontrollgemeinden. Nach Angaben der Autoren lässt sich dadurch der Einfluss der bloßen Sichtbarkeit von anderen Faktoren wie Gewerbesteuereinnahmen, wirtschaftlichen Vorteilen oder Beteiligungsmöglichkeiten bei der Planung trennen.
Den Ergebnissen zufolge führte die Sichtbarkeit von Windenergieanlagen in den frühen Phasen der Energiewende noch nicht zu einem messbaren Rückgang der Stimmenanteile von Parteien, die den Ausbau erneuerbarer Energien befürworten. In den späteren Untersuchungszeiträumen sei dagegen ein deutlicher Rückgang der Unterstützung zu beobachten gewesen, wenn Windenergieanlagen erstmals von einer Gemeinde aus sichtbar wurden.

Planungsdauer ist weiterer Akzeptanzfaktor

Besonders ausgeprägt seien diese Effekte in ländlichen Regionen sowie dort gewesen, wo sich organisierter Widerstand gegen Windenergieprojekte gebildet habe. Gleichzeitig sehen die Forschenden Hinweise darauf, dass finanzielle Beteiligungsmöglichkeiten für Bürger sowie wirtschaftliche Vorteile vor Ort negative Reaktionen teilweise abschwächen können.

Menschen reagierten eher ablehnend, wenn sie Veränderungen des Landschaftsbildes wahrnähmen, ohne zugleich von den Vorteilen der Anlagen zu profitieren oder Einfluss auf deren Standort nehmen zu können. Aus Sicht der Forschenden sollte die Ausgestaltung der Energiewende daher neben den Klimazielen auch lokale Wahrnehmungen sowie die Verteilung von Kosten und Nutzen stärker berücksichtigen. Die Autoren kommen jedoch zu dem Schluss, dass eine finanzielle Beteiligung allein nicht ausreicht, sondern frühzeitige Einbindung und transparente Kommunikation entscheidend sind.

Über die Sichtbarkeit der Anlagen hinaus sieht die Studie einen Zusammenhang zwischen langen Planungs- und Genehmigungsprozessen und einer geringeren Akzeptanz. Nach Angaben der Autoren nahmen die Realisierungszeiten von Windenergieprojekten insbesondere bis zur Bundestagswahl 2021 deutlich zu. Längere Verfahren könnten lokalen Widerstandsgruppen mehr Zeit verschaffen, die öffentliche Meinung zu beeinflussen. Zudem seien Anwohner über einen längeren Zeitraum mit den Auswirkungen der Projektentwicklung konfrontiert.

Den Berechnungen zufolge ging jeder zusätzliche Monat der Projektlaufzeit oberhalb des Durchschnitts mit einem weiteren Rückgang der Stimmenanteile von Parteien, die die Erneuerbaren befürworten um 0,05 bis 0,06 Prozentpunkte einher. Die Autoren betonen allerdings, dass für diesen Teil der Analyse lediglich bundeslandspezifische Medianwerte der Planungsdauer zur Verfügung standen und die Ergebnisse deshalb mit entsprechender Vorsicht zu interpretieren seien.

Als Schlussfolgerung empfehlen sie, Genehmigungsprozesse zu beschleunigen, Beteiligungsmöglichkeiten frühzeitig zu schaffen und Vorteile von Windenergieprojekten stärker auch auf Gemeinden auszuweiten, die zwar keine Anlagen beherbergen, deren Einwohner die Anlagen jedoch sehen können.

Die Studie mit dem Titel „Headwind in sight? Wind turbine visibility spillovers and support for renewable energy policy” steht in englischer Sprache zum Download zur Verfügung.

Die im EU-ETS 1 erfassten knapp 1.800 Anlagen in Deutschland stießen rund 264 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente aus, was einem Rückgang von 3,2 Prozent gegenüber dem Vorjahr entspricht. Allerdings hat sich das Tempo der Emissionsminderung deutlich verlangsamt. 2024 hatte der Rückgang noch 5,5 Prozent betragen.

Den größten Anteil an den Emissionen hat weiterhin die Energiewirtschaft. Dort gingen die Emissionen 2025 um rund 2 Prozent auf etwa 167 Millionen Tonnen CO2 zurück. Damit wurde zwar der niedrigste Wert seit Einführung des Emissionshandels im Jahr 2005 erreicht, der Rückgang fiel jedoch deutlich geringer aus als im Vorjahr.

Höhere Emissionen aus Steinkohle- und Erdgaskraftwerken, eine schwächere Stromproduktion aus Wind- und Wasserkraft sowie rückläufige Nettoimporte bremsten den Emissionsrückgang, heißt es von Seiten der Behörde. Letzteres bedeutet, dass weniger Strom aus dem Ausland bezogen wurde. Deshalb musste mehr Strom im Inland erzeugt werden. Der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch lag 2025 bei rund 55 Prozent und damit nur leicht über dem Vorjahresniveau.

CO2-Rückgang bei Industrieanlagen höher

In der Industrie gingen die Emissionen stärker zurück. Die energieintensiven Anlagen verursachten rund 97 Millionen Tonnen CO2 und damit 5,5 Prozent weniger als im Vorjahr. Besonders deutliche Rückgänge verzeichneten die Eisen- und Stahlindustrie, die Kalkindustrie sowie die Papier- und Zellstoffbranche. Nach Einschätzung des Umweltbundesamtes ist dies auf die weiterhin schwache Konjunktur zurückzuführen.

UBA-Präsident Dirk Messner verweist darauf, dass der Emissionshandel grundsätzlich erfolgreich sei. „Der Emissionshandel hat sich seit seiner Einführung 2005 Schritt für Schritt zum zentralen Klimaschutzinstrument in Deutschland und Europa entwickelt. Die erfassten Emissionen haben sich in den letzten 20 Jahren ungefähr halbiert.“

Neben Energie und Industrie ist auch der Luftverkehr vom Emissionshandel erfasst. Die Emissionen der von Deutschland verwalteten Luftfahrzeugbetreiber sanken um 2,2 Prozent auf rund 8,8 Millionen Tonnen CO2. Damit endete laut Umweltbundesamt der seit 2021 anhaltende Wachstumstrend. Die Emissionen liegen nun wieder auf dem Niveau des Jahres 2019.

Insgesamt blieben die deutschen Treibhausgasemissionen im abgelaufenen Jahr 2025 nahezu unverändert. Nach vorläufigen Angaben des Umweltbundesamtes lagen sie bei 649 Millionen Tonnen CO2 und damit nur 0,1 Prozent unter dem Vorjahreswert. Die Rückgänge im Emissionshandel wurden durch höhere Emissionen im Gebäude- und Verkehrssektor weitgehend ausgeglichen. (sag)

Die Prüfung gilt als wichtiger Schritt auf dem Weg zum industriellen Einsatz von grünem Wasserstoff, da viele Anwendungen hohe Anforderungen an dessen Reinheit stellen. Die Gasaufbereitung soll deshalb sicherstellen, dass der Wasserstoff am Übergabepunkt die erforderliche Qualität erreicht. Laut den Projektpartnern unterscheidet sich der Energiepark damit von vielen anderen Wasserstoffprojekten, die sich vor allem auf Erzeugung, Transport oder Speicherung konzentrieren.

Der Energiepark verbindet die gesamte Wertschöpfungskette von der Erzeugung über den Transport bis zur Nutzung und künftig auch zur Speicherung von grünem Wasserstoff. Ein 30-MW-Elektrolyseur soll den Wasserstoff künftig mit Strom aus einem benachbarten Windpark erzeugen. Über eine rund 25 Kilometer lange, für Wasserstoff umgestellte Leitung wird der Wasserstoff künftig zur Raffinerie von Totalenergies in Leuna transportiert. Vor der Einspeisung in die Leitung soll die Gasaufbereitungsanlage die erforderliche Reinheit des Wasserstoffs sicherstellen.

Die Gasaufbereitung verantwortet das DBI – Gastechnologisches Institut gGmbH Freiberg. Nach Angaben der Forschungseinrichtung entfernt die Anlage selbst kleinste Verunreinigungen aus dem Wasserstoff. Bei der Trocknung setzt das DBI auf eine Membrantechnologie. Anders als bei herkömmlichen Verfahren muss das Trocknungsmittel dafür nicht energieaufwendig durch Erhitzen regeneriert werden. Dadurch sinken laut DBI Energieverbrauch und Verschleiß des Trocknungsmittels.

Nach der Aufbereitung erreicht der Wasserstoff laut Unternehmen die höchste Reinheitsstufe (Gruppe D) nach dem DVGW-Regelwerk G 260. Sie verlangt einen Wasserstoffgehalt von mindestens 99,97 Prozent. Die Anlage kann bis zu 12.000 Normkubikmeter Wasserstoff pro Stunde aufbereiten.

DBI-Geschäftsführer Prof. Hartmut Krause bezeichnet die Anlage als wichtigen Baustein für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft. Sie zeige im industriellen Maßstab, wie sich Feuchtigkeit, Schwefelverbindungen und Kohlenwasserstoffe aus Wasserstoff entfernen sowie die Gasqualität online überwachen lassen. Die gewonnenen Erkenntnisse könnten künftig für Wasserstoffnetze und Speicher genutzt werden.

Nach der bestandenen H2-Dichtheitsprüfung nimmt das DBI die Gasaufbereitungsanlage schrittweise in Betrieb. Zunächst läuft sie mit Stickstoff, anschließend mit Wasserstoff aus dem Elektrolyseur, sobald dieser kontinuierlich zur Verfügung steht. Die erste Wasserstoffproduktion erwarten die Projektpartner noch in diesem Jahr. Parallel laufen technische Prüfungen und Dichtigkeitsuntersuchungen an den Elektrolyse-Stacks. Als Reallabor soll der Energiepark Erfahrungen für den künftigen Wasserstoffhochlauf unter Praxisbedingungen liefern. (ds)
 

Das Vorhaben setzt die Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geothermie (Fraunhofer IEG) mit Sitz in Bochum gemeinsam mit dem Stadtwerkenetzwerk Trianel aus Aachen um. Nach Angaben der Projektpartner soll O2 Hamm zeigen, wie sich Wasserstoffprojekte wirtschaftlich besser nutzen lassen, indem auch der anfallende Sauerstoff in regionale Wertschöpfungsketten eingebunden wird.

Im geplanten Wasserstoffzentrum Hamm am östlichen Rand des Ruhrgebiets sollen nach der Inbetriebnahme jährlich rund 1.500 Tonnen grüner Wasserstoff entstehen. Gleichzeitig werden dabei etwa 12.000 Tonnen Sauerstoff anfallen. Dieser könnte laut H2 Raum beispielsweise in der Abwasserbehandlung, der Lebensmittelindustrie, in Krankenhäusern oder in verschiedenen Industrieprozessen eingesetzt werden.
 
Unternehmen sollen Bedarf definieren

Das vom Bundesforschungsministerium mit 380.000 Euro geförderte Projekt läuft über zwei Jahre. In dieser Zeit wollen die Partner zunächst den regionalen Sauerstoffbedarf ermitteln. Dazu sollen insbesondere mittelständische Unternehmen befragt werden. Im Mittelpunkt stehen Fragen nach benötigten Mengen, Reinheitsanforderungen und wirtschaftlich tragfähigen Preisen. Auf dieser Grundlage wollen die Partner verschiedene Versorgungskonzepte entwickeln. Untersucht werden sowohl Transportlösungen als auch leitungsgebundene Versorgungsmodelle sowie gasförmige und verflüssigte Bereitstellungsformen. Projektleiter Sahand Saadat vom Fraunhofer IEG erklärt, die Ergebnisse sollten sowohl ökologisch als auch ökonomisch bewertet werden. 

O2 Hamm ist Teil der Transferinitiative H2 Raum. Das Netzwerk wird über das Förderprogramm „T!Raum – TransferRäume für die Zukunft von Regionen“ des Bundesforschungsministeriums unterstützt. Ziel der Initiative ist es, den Strukturwandel im Ruhrgebiet zu fördern und Akteure aus Wirtschaft, Wissenschaft und Gesellschaft stärker miteinander zu vernetzen. Dabei sollen insbesondere kleine und mittlere Unternehmen beim Einstieg in die Wasserstoffwirtschaft unterstützt und gemeinsame Projekte angestoßen werden. (ds)

Als Gründe für die Terminverschiebung nennt Amprion zusätzliche Aufwände bei der Designentwicklung und Fertigung der Offshore-Konverterplattform sowie schwierige Baugrundverhältnisse am Standort der Onshore-Konverterstation. Beide Faktoren führten zu einem zusätzlichen Zeitbedarf, der sich im weiteren Projektverlauf nicht mehr ausgleichen lasse. Andere Projektbestandteile seien davon jedoch nicht betroffen. Insbesondere die Arbeiten an der Kabeltrasse an Land könnten wie geplant fortgesetzt werden.

Mit der Verschiebung fällt das Projekt zurück in seinen ursprünglichen Zeitplan. Bei Projektbeginn war die Fertigstellung für 2031 vorgesehen. Nach der Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes und der Anhebung der Offshore-Ausbauziele für 2030 war der Termin im laufenden Projekt dann um zwei Jahre vorgezogen worden.

Bereits 2024 gab es eine Terminanpassung

Allerdings gab Amprion bereits am 25. Juni 2024 eine Korrektur des Zeitplans bekannt, „nachdem kürzlich die letzten großen Aufträge für die Umsetzung vergeben wurden“, wie es damals hieß. „Wir haben uns frühzeitig Kapazitäten für die wesentlichen Baugewerke am Markt sichern können. Trotz intensiver Bemühungen ist die starke Beschleunigung von zwei beziehungsweise drei Jahren aufgrund des engen Marktes jedoch nicht zu erreichen“, wurde Carsten Lehmköster, Geschäftsführer der Amprion Offshore GmbH, in einer Mitteilung zitiert.

Amprion betont nun, dass die aktuelle Anpassung eng mit dem Projektentwickler Windbostel Ost abgestimmt worden sei. Ziel sei es, die Zeitpläne für Netzanschluss und Windpark aufeinander abzustimmen und so eine koordinierte Inbetriebnahme sicherzustellen.

Von der geänderten Planung dürfte auch das Schwesterprojekt BalWin2 betroffen sein. Beide Offshore-Netzanbindungssysteme erhalten ihre Konverterstationen von einem Konsortium aus Dragados Offshore und Siemens Energy. Da die Anlagen für Balwin1 und Balwin2 parallel gefertigt werden, rechnet Amprion auch mit Auswirkungen auf den Terminplan des zweiten Projekts. Sobald ein belastbarer Zeitplan vorliege, wolle das Unternehmen auch für Balwin2 eine Verschiebung des voraussichtlichen Fertigstellungstermins bei der Bundesnetzagentur beantragen.

Balwin1 und Balwin2 gehören zu den zentralen Offshore-Netzanbindungsprojekten für den weiteren Ausbau der Windenergie in der Nordsee. Beide Systeme sind für eine Übertragungsleistung von jeweils 2.000 MW ausgelegt.

Die Seekabel verlaufen von den Offshore-Windparks rund 155 beziehungsweise 165 Kilometer durch die Nordsee, unterqueren die Insel Norderney und erreichen bei Hilgenriedersiel die Küste. An Land werden für Balwin1 und Balwin2 rund 205 beziehungsweise 215 Kilometer Erdkabel verlegt. Erst auf dem letzten Abschnitt trennen sich die Trassen zu den Netzverknüpfungspunkten in Wehrendorf beziehungsweise Westerkappeln. (fw)

Der Jahresüberschuss stieg auf 107 Millionen Euro nach 104 Millionen Euro im Jahr 2024. Gleichzeitig erhöhten die Stadtwerke ihre Investitionen von 125 Millionen auf rund 130 Millionen Euro. Die Eigenkapitalquote verbesserte sich von 42 auf 46 Prozent.

Nach Angaben des Unternehmens blieb das wirtschaftliche Umfeld auch 2025 von geopolitischen Unsicherheiten und einer schwachen Konjunktur geprägt. Dennoch sehen sich die Stadtwerke finanziell robust aufgestellt. „Unser Ergebnis verschafft uns den finanziellen Spielraum, um die Transformation der Energieinfrastruktur in Düsseldorf weiter voranzutreiben“, sagte Finanzvorstand Jan Huth. Dazu trägt auch bei, dass die Anteilseigner erneut auf die Ausschüttung eines wesentlichen Teils des Gewinns verzichteten. Insgesamt flossen 52,5 Millionen Euro in die Gewinnrücklagen.

Einen Schwerpunkt bildeten erneut Investitionen in die Energieinfrastruktur. Rund 130 Millionen Euro investierte der Versorger vor allem in den Ausbau, die Erneuerung und Digitalisierung der Strom-, Gas-, Wasser- und Fernwärmenetze. Gleichzeitig treiben die Stadtwerke die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung voran.

Nutzung der industrieller Abwärme des Henkel-Werks

Zu den positiven Höhepunkten des Jahres zählt die Fertigstellung der Energiezentrale zur Nutzung industrieller Abwärme des Düsseldorfer Henkel-Werks. Für das Projekt beim Chemieunternehmen investierten die Stadtwerke rund 40 Millionen Euro. Künftig soll die dort gewonnene Wärme einen wichtigen Beitrag zur klimafreundlichen Fernwärmeversorgung leisten. Das Unternehmen sieht darin ein Modell für die Zusammenarbeit zwischen Industrie und Energieversorgern.

Ein weiterer Fortschritt gelang beim Ausbau der Ladeinfrastruktur. Ende 2025 betrieben die Stadtwerke mehr als 4.300 öffentliche Ladepunkte sowie Ladeeinrichtungen bei Unternehmen und in Wohnanlagen. Zudem ging der erste City-Schnellladepark mit Photovoltaik-Überdachung in Betrieb.

Parallel baute die Grünwerke GmbH ihr Erzeugungsportfolio mit zwei Photovoltaikparks in Bayern sowie zwei Windenergieanlagen im niederrheinischen Geldern weiter aus. Die Grünwerke ist die Erneuerbare-Energien-Tochter der Stadtwerke und entwickelt, betreibt und beteiligt sich an Wind- und Solarparks in Deutschland.

Eine Belastung für die Planungen der Düsseldorfer ist die Unsicherheit über die energiepolitischen Rahmenbedingungen. Nach Einschätzung des Unternehmens stehen Eigentümer, Wohnungswirtschaft und Industrie insbesondere bei der Wärmewende weiterhin vor schwierigen Investitionsentscheidungen. Hinzu kommen die Auswirkungen geopolitischer Konflikte auf die Energieversorgung und die Beschaffung.

Für die kommenden Jahre setzt Düsseldorf den Investitionskurs fort. Im Mittelpunkt steht die Dekarbonisierung der Wärmeerzeugung. Am Kraftwerksstandort Lausward laufen die Planungen für eine Großwärmepumpe, die künftig den Wärmebedarf von bis zu 40.000 Haushalten decken soll. Ergänzend entstehen bis 2028 zwei wasserstofffähige Heißwasserkessel mit jeweils 40 MW Leistung. Außerdem soll bis Sommer 2027 ein Batteriespeicher mit 20 MW Leistung errichtet werden.

Die Stadtwerke Düsseldorf gehören mehrheitlich der EnBW, die 54,95 Prozent der Anteile hält. Weitere Gesellschafter sind die Stadt Düsseldorf mit 25,05 Prozent sowie die GEW Köln AG mit 20 Prozent. (sag)

Zum Auftragsumfang gehörten auch mehrjährige Service- und Wartungsverträge, so Nordex. Nach Angaben des Energieparkentwicklers bilden die Zuschläge in den Ausschreibungsrunden nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vom August 2025 und Februar 2026 die Grundlage für die nun vergebenen Aufträge.

„UKA ist auf einem klaren Kurs in Richtung der Errichtung von 1 Gigawatt Windenergieleistung in einem einzigen Kalenderjahr – und diese Aufträge sind weitere entscheidende Schritte auf diesem Weg“, wird Gernot Gauglitz, CEO der Firmengruppe, in der Mitteilung zitiert. Für Karsten Brüggemann, Vizepräsident „Region Central“ der Nordex-Gruppe zählt UKA „zu unseren wichtigsten und verlässlichsten Partnern“.

Der Projektentwickler mit Hauptsitz in Meißen (Sachsen) baut, betreibt und verkauft Wind- und Photovoltaikparks, ergänzt durch Batteriespeicher. Die Projektpipeline für Onshore-Windkraft in Deutschland beziffert UKA derzeit auf 1.600 MW. Das inhabergeführte Unternehmen wurde 1999 gegründet. (mf)

Gegenstand der Transaktion ist das vollständige gewerbliche Ladegeschäft von Total Energies in Deutschland mit mehr als 6.000 AC- und DC-Ladepunkten. Alle Arbeitsplätze sollen erhalten bleiben. Cubos wächst damit auf mehr als 500 Mitarbeitende.

Die Verträge der Bestandskunden will Cubos fortführen. Die Integration in die Cubos-Plattform erfolge schrittweise, der laufende Betrieb werde nahtlos sichergestellt, heißt es aus Wolfsburg. Kunden sollen künftig auf ein erweitertes Angebot aus Ladeinfrastruktur, Photovoltaik, Batteriespeichern sowie eigener Hard- und Software zugreifen können. 

Für Cubos ist es die dritte Übernahme innerhalb von sechs Monaten. Zuvor hatte das Unternehmen im Dezember 2025 das Ladegeschäft von Swarco und im April 2026 Charge One übernommen (wir berichteten). Nach Abschluss der jüngsten Transaktion betreibt das Unternehmen eigenen Angaben zufolge mehr als 15.000 Ladepunkte für mehr als 1.000 Geschäftskunden.

„Mit Cubos haben wir einen verlässlichen Partner gefunden, der unser B2B-Ladegeschäft nicht nur fortsetzt, sondern mit eigener Technologie und einem umfangreichen Serviceportfolio konsequent weiterentwickelt“, kommentiert
Jan Petersen, Geschäftsführer von Total Energies Charging Solutions Deutschland, die Vereinbarung. „Wir sind davon überzeugt, dass unsere Geschäftskunden sowie unsere Mitarbeitenden aus dem B2B-Geschäftsbereich bei Cubos in den besten Händen sind.“ (kmt)

Die Stadtwerke vor den Toren Pforzheims versprechen von der Erstberatung bis zur fertigen Anlage eine Rundumbetreuung ihrer Kundschaft. Dabei greifen sie bei Installation, Inbetriebnahme und Betreuung auf Partner aus dem regional ansässigen Handwerk zurück.

Dem neuen Geschäftsfeld der Stadtwerke steht Karen Heuberger-Bayer vor. Sie ist seit Anfang des laufenden Jahres im Unternehmen. Ihre Karriere in der Energiebranche begann sie 2005, wie sie auf Anfrage dieser Redaktion mitteilt. Sie wechselte nach annähernd 13 Jahren bei den Stadtwerken Waiblingen nach Mühlacker. Bei ihrer vorigen Station war sie Prokuristin und zuletzt Bereichsleiterin „Markt & Kunde“.

Unter der Führung der Geschäftsführerin will die SWM Service GmbH für Privatkundschaft, Gewerbe und auch für kommunale Liegenschaften passende Angebote entwickeln. Mit der Gründung der Gesellschaft reagiere der Versorger auf die steigende Nachfrage nach klimafreundlichen, bezahlbaren und zukunftssicheren Energielösungen, heißt es in einer Mitteilung.

Zuletzt hatten die Stadtwerke Mühlacker durch eine engere Kooperation mit einem benachbarten Versorger auf sich aufmerksam gemacht. Ein Maßnahmen- und Projektfahrplan ist in Vorbereitung, der Mühlacker aus dem Enzkreis enger an die Stadtwerke Vaihingen im Landkreis Ludwigsburg binden soll.

Die etwa 100 Beschäftigten der Stadtwerke Mühlacker versorgen die Region mit Strom, Erdgas, Wasser, Wärme und Internet. (vs)
 

Laut Lutz Feldmann, dem Vorsitzenden des EnBW-Aufsichtsgremiums, ist die aktuelle Transformation des Erzeugungsportfolios eine große Herausforderung. „Mit Peter Heydecker setzt der Aufsichtsrat in dieser entscheidenden Phase auf Kontinuität an der Spitze des Ressorts Erzeugung und Handel“, wird er in der Mitteilung zitiert.

Das Ressort Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur deckt alle Themen rund um Erzeugung und Handel ab. Damit ist der bestätigte Vorstand unter anderem für die konventionelle Erzeugung und den Rückbau der nuklearen Anlagen verantwortlich, insbesondere aber auch für den Bereich der erneuerbaren Energien. (fw)

Ausgeschieden ist zum Monatswechsel der langjährige Geschäftsführer Theo Haug. Er gehörte dem Überlandwerk 41 Jahre lang an und fungierte seit 1997 als dessen Leiter. Sein Nachfolger kommt von den Stadtwerken aus dem etwa 50 Kilometer entfernten Herrenberg (Landkreis Böblingen), wo er laut Mitteilung ebenfalls leitende Funktionen innehatte. Anderson habe sich in einem starken Bewerberfeld durchgesetzt, er bringe Expertise in Energiebeschaffung, Portfoliomanagement und strategischer Unternehmensführung mit.

Für die drei Kommunen als Gesellschafter sprach Dotternhausens Bürgermeisterin Marion Maier (parteilos) dem verabschiedeten Geschäftsführer ihren Dank aus. Er habe das Unternehmen vom klassischen Stromversorger hin zu einem modernen Netzbetreiber und Stromhändler weiterentwickelt. In seine Amtszeit fiel auch der Aufbau regionaler Kooperationsstrukturen wie der TWOS-Gasnetz GmbH.

Für Manfred Anderson gelte es, das Überlandwerk durch die Herausforderungen der Energiewende, Digitalisierung und regulatorischen Anpassung zu führen. Der Versorger befinde sich zum Beispiel im Transformationsprozess hin zu einem digitalisierten und nachhaltigen Netzbetrieb. Der Name Eppler geht auf den früheren Netzbetreiber zurück, die Joh. Eppler KG, Überlandwerk aus Balingen. Der Versorgungsauftrag ging 1994 auf das kommunale Unternehmen über. (vs)

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch präsentiert. Strom nahm damit die Tendenz bei Gas, Kohle und Öl auf. In der Grundlast gewann der Day-ahead um 25,25 auf 124,50 Euro je Megawattstunde, in der Spitzenlast ging es um 26,25 auf 94,25 Euro je Megawattstunde nach oben. An der Börse wurden für den Base 124,21 Euro und für den Peak 94,04 Euro ermittelt.
Ausschlaggebend für die höheren Day-ahead-Preise ist die geringere Erneuerbaren-Einspeisleistung, die am Donnerstag nur noch 26,2 Gigawatt betragen soll. Für den Mittwoch hatten die Meteorologen von Eurowind noch 35,6 Gigawatt prognostiziert. Am Freitag soll die Einspeiseleistung der Erneuerbaren noch etwas weiter zurückgehen. Die ab dem Wochenende erwartete neue Hitzewelle dürfte in Deutschland nicht so massiv ausfallen, wie zuletzt befürchtet. Die Wetterdienste gehen von hohen Temperaturen vor allem für den Süden und Westen aus, doch auch diese sollen deutlich hinter der 40-Grad-Marke zurückbleiben. 
Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 um 1,34 auf 96,04 Euro je Megawattstunde.

CO2: Schwächer haben sich die CO2-Preise am Mittwoch gezeigt. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.30 Uhr 1,15 auf 79,04 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 18,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 80,60 Euro, das Tief bei 78,36 Euro.
Die erneut aufgeflammten Kämpfe am Persischen Golf und die Aufkündigung des Rahmenabkommens zwischen den USA und Iran durch Trump haben den Dec 26 wegen der damit verbundenen Inflations- und Konjunkturängste belastet. Unterdessen sind in der Vorwoche an der ICE die Nettolongpositionen für Emissionszertifikate um 3,7 Millionen auf 58,4 Millionen Tonnen gesunken.

Erdgas: Fest haben sich die europäischen Gaspreise am Mittwoch präsentiert. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis 13.05 Uhr 2,000 auf 49,000 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE legte der Day-ahead um 2,290 auf 49,350 Euro je Megawattstunde zu.
Mit massiven Aufschlägen reagiert Erdgas damit auf die Wiederaufnahme der Kämpfe im Persischen Golf und die Aufkündigung des Rahmenabkommens zwischen den USA und Iran durch Trump.
Unterdessen hat sich die Kapazitätsauslastung der europäischen Gasspeicher gegenüber in Monatsfrist um 8,5 Prozentpunkte auf 50,6 Prozent erhöht.