Die 63-seitige Untersuchung entstand im Forschungsprojekt „AnkER – Anklamer EnergieRegion“. Das Projekt befasst sich mit der Erschließung bislang ungenutzter biogener Kohlenstoffpotenziale für die Herstellung erneuerbarer Kraft- und Wertstoffe. Es wird vom Bundesforschungsministerium (BMFTR) im Rahmen des Förderprogramms „WIR! – Wandel durch Innovationen in der Region“ gefördert.

Rechtsrahmen entscheidend

Die Ikem-Expertinnen Josefine Lyda und Friederike Allolio haben für die Studie die maßgeblichen europarechtlichen und nationalen Vorschriften ausgewertet. Sie untersuchten dabei insbesondere den Abfallbegriff nach § 3 Kreislaufwirtschaftsgesetz (KrWG), die Voraussetzungen für das Ende der Abfalleigenschaft nach § 5 KrWG sowie die Abgrenzung zum Nebenprodukt nach § 4 KrWG.

Die rechtliche Einordnung hat nach Angaben des Ikem weitreichende Folgen. Sie bestimmt unter anderem, welche Anforderungen für Erzeugung, Lagerung, Beförderung, Behandlung und Verwertung eines Stoffstroms gelten. Für Unternehmen kann die Einstufung als Abfall zudem zusätzlichen regulatorischen Aufwand verursachen und die wirtschaftliche Nutzung eines Reststoffs erschweren.

Die Studie betrachtet unter anderem biogene Reststoffe aus der Zuckerproduktion, die für die Herstellung von Methanol eingesetzt werden sollen. Daneben analysiert sie Stoffströme, die während der Methanolsynthese entstehen. Auch die bei der Vergasung anfallende Asche und Schlacke sowie Abwasserströme der Methanolsynthese werden unter umweltrechtlichen Gesichtspunkten betrachtet.

Bei einigen Stoffströmen halten die Autorinnen eine Einstufung als Nebenprodukt für naheliegend. Das gilt laut Studie insbesondere für bestimmte Gärreste und abgeschiedenes Kohlendioxid. In diesen Fällen würden nicht die strengen abfallrechtlichen Pflichten gelten. Stattdessen wären die jeweils einschlägigen umwelt- oder produktrechtlichen Vorgaben maßgeblich.

Offene Fragen behindern Reststoffnutzung

Gleichzeitig sieht die Untersuchung offene Fragen. Bei der Aufbereitung und Verwendung innovativer Stoffströme sei die Abgrenzung zwischen Abfall und Nebenprodukt teilweise nicht eindeutig. Als Beispiele nennt die Studie unter anderem die Verarbeitung von Gärresten zu Pellets und die Abscheidung von CO2. Die daraus entstehende Rechtsunsicherheit könne Investitionsentscheidungen und die Umsetzung von Kreislaufwirtschaftsprojekten erschweren.

Für Asche und Schlacke, die bei der Vergasung entstehen, sei die Abfalleigenschaft dagegen grundsätzlich anzunehmen. Die Studie beschreibt für diese Stoffströme die Anforderungen, die sich aus den möglichen Verwertungs- und Beseitigungswegen ergeben.

Lyda und Allolio fordern daher eine rechtliche Klarstellung: „Um den Übergang zu einer ressourcenschonenden Kreislaufwirtschaft zu fördern, sollten nationale und europäische Verordnungsgeber mit einheitlichen Vorschriften Rechtssicherheit schaffen.“ Als möglichen Ansatz nennt die Studie eine Konkretisierung der Nebenprodukt-Eigenschaft durch Rechtsverordnungen. Nach § 4 Abs. 2 KrWG kann die Bundesregierung Kriterien festlegen, nach denen bestimmte Stoffe oder Gegenstände als Nebenprodukte gelten. Angesichts der zunehmenden Bedeutung von Technologien zur Abscheidung und Nutzung von Kohlendioxid (CCU) könnten nach Einschätzung der Autorinnen speziell für CO2 einheitliche Vorgaben sinnvoll sein.

Wasserrecht beachten

Auch das Wasserrecht spielt nach der Untersuchung eine Rolle. Insbesondere das bei der Methanolsynthese anfallende Schmutzwasser kann unter wasserrechtliche Vorgaben fallen. Die Studie grenzt deshalb die abfallrechtlichen Anforderungen von den Regelungen des Wasserrechts ab und beschreibt die daraus entstehenden Pflichten.

Für Stoffströme, die als Abfall eingestuft werden, verweist die Studie zudem auf die Möglichkeit von Abfall-Ende-Verordnungen nach § 5 Abs. 2 KrWG. Solche Regelungen könnten die Voraussetzungen konkretisieren, unter denen ein Stoff seine Abfalleigenschaft verliert. In der Praxis müssten Unternehmen andernfalls trotz der grundsätzlich unmittelbar geltenden gesetzlichen Vorgaben häufig Einzelfallentscheidungen der Behörden einholen.

Die Studie zu Reststoffen für Methanolproduktion steht auf der Internetseite des Ikem zum Download bereit. (sh)

Der Präsident der Behörde, Klaus Müller, kommentierte: „Im Vergleich zur Vorrunde sind die Zuschlagswerte leicht gefallen.“ Die im Gebotspreisverfahren ermittelten Zuschlagswerte reichen von 4,38 Cent/kWh bis 4,97 Cent/kWh. Der mengengewichtete durchschnittliche Zuschlagswert liegt mit 4,79 Cent/kWh unterhalb des Wertes der Vorrunde (4,94 Cent/kWh).

Bei einer ausgeschriebenen Menge von 2.135 MW wurden 401 Gebote mit einer Gebotsmenge von 3.170 MW eingereicht. Die Bundesnetzagentur musste demnach in dieser Runde 48 Gebote vom Zuschlagsverfahren ausschließen. Insgesamt haben 261 Gebote einen Zuschlag erhalten.

Die meisten Zuschläge entfallen auf Gebote für Standorte in Bayern (429 MW, 75 Zuschläge), gefolgt von Baden-Württemberg (266 MW, 41 Zuschläge), Niedersachsen (225 MW, 28 Zuschläge), Rheinland-Pfalz (239 MW, 25 Zuschläge) und Nordrhein-Westfalen (233 MW, 21 Zuschläge). Die nächste Ausschreibungsrunde für PV-Freiflächenanlagen wird zum 1. Dezember 2026 durchgeführt.

Informationen zur PV-Ausschreibung zum 1. Juli stehen auf der Internetseite der Bundesnetzagentur bereit. (sh)

Zuvor hatte die Biomethan-Branche mehrfach darauf hingewiesen, dass die Ausschreibungsbedingungen kaum wirtschaftliche Gebote zulassen. Auch Ausschreibungen der Vergangenheit fanden deshalb nur wenige Bewerber (wir berichteten).

Laut Behörde bleibt es beim Gebotstermin 1. September 2026. Der Höchstwert der Ausschreibung beträgt 23,13 Cent/kWh. Genehmigungen von Biomethananlagen müssen bis zum 4. August 2026 erteilt und an das Marktstammdatenregister gemeldet worden sein, um an diesem Ausschreibungstermin teilnehmen zu können. Je Gebot ist eine Sicherheit zu stellen. Erfolgt dies in Form einer Bürgschaft, muss für jedes Gebot eine eigene Bürgschaft eingereicht werden.

Noch keine Netzentgelte

Aufgrund von Nachfragen aus dem Kreis potenzieller Bieter weist die Bundesnetzagentur darauf hin, dass von den Teilnehmern dieser Ausschreibung noch keine Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion (Kapazitätsentgelte) im Sinne der Orientierungspunkte der Bundesnetzagentur zur Beteiligung der Einspeiser vom 17. Februar 2026 erhoben werden.

Weitere Informationen zur Biomethanausschreibung zum 1. September stehen auf der Internetseite der Bundesnetzagentur bereit. (sh)

Volatile Märkte und komplexe Beschaffungsmodelle erschweren aus Sicht des Unternehmens zunehmend den Stromeinkauf. Energiekosten spielen dabei weiterhin eine zentrale Rolle. Uniper setzt vor diesem Hintergrund auf modular aufgebaute Modelle, mit denen mittelständische Betriebe ihren Energieeinkauf übersichtlicher strukturieren sollen. Konkrete Vertragsvarianten oder Preisstrukturen nennt das Unternehmen nicht.

Beschaffung soll besser steuerbar werden

Die Anforderungen der Unternehmen unterscheiden sich laut Uniper deutlich. Einige Betriebe legen vor allem Wert auf Planungssicherheit, andere auf transparente Beschaffungsstrukturen oder schlanke Abläufe. Weitere Unternehmen wollen ihren Energieeinkauf stärker selbst steuern. Uniper will diese unterschiedlichen Bedürfnisse mit verschiedenen Beschaffungslösungen abdecken, ohne die Prozesse zusätzlich zu verkomplizieren.

„Viele mittelständische Unternehmen nehmen ihre Strombeschaffung als zunehmend komplex und schwer vergleichbar wahr“, sagt Nils Beenen, Managing Director der Vertriebsgesellschaft Uniper Energy Sales GmbH. Uniper wolle den Einkauf deshalb planbarer, transparenter und strategisch besser steuerbar machen. Beenen verweist zugleich auf die Bedeutung mittelständischer Unternehmen für die wirtschaftliche Stabilität und die Energiewende in Europa.
 Erfahrung aus dem Industriekundengeschäft

Für das erweiterte Angebot greift Uniper nach eigenen Angaben auf seine Erfahrungen mit Industriekunden sowie auf seine Markt- und Handelskompetenz zurück. Der Konzern will damit Beschaffungsansätze, die größere Unternehmen bereits nutzen, gezielter für mittelständische Kunden öffnen. Im Mittelpunkt stehen dabei unterschiedliche Lösungen, die sich an den jeweiligen Anforderungen an Planungssicherheit, Transparenz und eigene Steuerungsmöglichkeiten orientieren.

Uniper beschäftigt nach eigenen Angaben rund 7.000 Mitarbeiter und verfügt über eine Erzeugungskapazität von 18.500 MW. Zu den Kernmärkten zählen Deutschland, Großbritannien, Schweden und die Niederlande. Neben der Stromerzeugung handelt der Konzern mit Gas und importiert Flüssigerdgas. Außerdem investiert Uniper in erneuerbare Energien, Wasserstoff und weitere CO2-arme Energieträger.

In Deutschland versorgt das Unternehmen laut eigenen Angaben rund 1.000 Kommunen und Industrieunternehmen mit Energie und Dienstleistungen. Darüber hinaus betreibt Uniper hierzulande Gasspeicher und Wasserkraftwerke. (ds)

Mit dem Programm will FEMD Frauen unterstützen, die sich auf den nächsten Schritt ihrer beruflichen Laufbahn vorbereiten. Dafür bringt das Frauennetzwerk erfahrene Mentorinnen mit Teilnehmerinnen zusammen, die sich beruflich weiterentwickeln wollen. Diese sogenannten Mentees arbeiten gemeinsam mit ihren Mentorinnen an individuellen Karrierezielen. Interessierte können sich bis zum 31. August 2026 bewerben.

Der Verband verbindet den Start des Programms mit dem anstehenden Generationenwechsel in der Energiewirtschaft. Laut BEMD gehen in den kommenden fünf Jahren fast 50 Prozent der Führungskräfte in Rente. Gleichzeitig verweist der Verband auf Frauen, die wegen unflexibler Strukturen aus dem Arbeitsmarkt ausscheiden. FEMD will deshalb Frauen frühzeitig dabei unterstützen, sich für Führungsaufgaben zu positionieren.

Mentoring mit sechs Gesprächen

Für jedes Tandem sieht das Programm sechs vertrauliche Gespräche vor. Als Themen nennt der BEMD die berufliche Positionierung, Sichtbarkeit, Führung und den Umgang mit Hindernissen. Die Mentorinnen sollen dabei eigene Erfahrungen einbringen und den Teilnehmerinnen zusätzliche Perspektiven auf berufliche Entscheidungen eröffnen.

Nach Abschluss des Programms erhalten die Teilnehmerinnen ein Zertifikat. Zudem erhalten sie Zugang zum FEMD-Netzwerk sowie zu Veranstaltungen und Arbeitsgruppen des BEMD. Dazu zählen nach Angaben des Verbands der Bundeskongress, die E-World, Webinare und Arbeitsgruppen. Darüber hinaus sollen die Mentees Kontakte zu erfahrenen Führungsfrauen aus der Energiedienstleistungsbranche knüpfen können.

„Mentoring stärkt Frauen darin, ihre Ziele zu schärfen und ihren eigenen Weg in der Energiewirtschaft zu gehen“, sagt Therese Spanagel, Vorstandsvorsitzende des BEMD und Gründerin von FEMD. Davon profitiere aus ihrer Sicht auch die Branche, weil Erfahrung, Vielfalt und Vernetzung gestärkt würden.

FEMD ist das Frauennetzwerk innerhalb des BEMD. Es verbindet Frauen aus der Energiedienstleistungsbranche und setzt sich nach eigenen Angaben für Austausch, Sichtbarkeit und mehr Frauen in Führungsrollen ein. Der BEMD vernetzt unter anderem Unternehmen aus Abrechnung, Marktkommunikation, Messwesen und IT und begleitet regulatorische Entwicklungen im deutschen Energiemarkt. (ds)

Deutschland verfügt zwar über einige Erdgasreserven, die Förderung findet jedoch in geringem Ausmaß statt. Hinsichtlich der Erdgasversorgung ist Deutschland daher in hohem Maße auf Importe angewiesen. Im Jahr 2023 betrug die Importabhängigkeit bei Erdgas rund 95 Prozent. Aktuell bezieht Deutschland die größte Menge des fossilen Gases aus Norwegen.

Das Konzept ist als Co-Location ausgelegt. Der Batteriespeicher erhält demnach keinen eigenständigen Netzanschluss, sondern teilt sich den Netzverknüpfungspunkt mit dem Windpark. Den Projektpartnern zufolge soll auf diese Weise der Bau eines zusätzlichen Netzanschlusses vermieden werden. Voltfang und Alterric verweisen dabei auf lange Wartezeiten für neue Netzanschlüsse von Großspeichern.

Der Speicher soll ausschließlich Strom aus den gekoppelten Windenergieanlagen aufnehmen und keinen Strom aus dem öffentlichen Netz beziehen. Bei hoher Einspeisung soll Windstrom zwischengespeichert und zu einem späteren Zeitpunkt wieder abgegeben werden. Alterric erwartet dadurch geringere Abregelungsverluste und zusätzliche Möglichkeiten bei der Vermarktung. Angaben dazu, wie viel Windstrom jährlich gespeichert oder vor einer Abregelung bewahrt werden könnte, machten die Unternehmen nicht. Die nominelle Speicherdauer liegt bei rund 2,6 Stunden, wenn die angegebene Kapazität von 10 MWh vollständig mit der Nennleistung von 3,8 MW genutzt werden kann.

Alterric stellt für das Projekt nach eigenen Angaben die Fläche und den vorhandenen Netzanschluss zur Verfügung und übernimmt die Abstimmung mit Netzbetreiber und Vermarkter. Voltfang fungiert als Generalunternehmer für das Batteriespeichersystem. Zum Leistungsumfang gehören laut Mitteilung Systemdesign, Engineering der Mittelspannungsschaltanlage, Mess- und Schutzkonzept, Anlagenzertifizierung, Bauausführung sowie die softwareseitige Einbindung in das Parkregelungssystem.

Für die energierechtliche Ausgestaltung ist relevant, dass der Speicher nach Angaben der Projektpartner ausschließlich der Windenergieerzeugung zugeordnet bleibt. Die Unternehmen gehen deshalb von einer vereinfachten Genehmigung und dem Erhalt der EEG-Förderfähigkeit des zwischengespeicherten Stroms aus.

Das Marktstammdatenregister weist den bestehenden Windpark Berne in der Gemeinde Berne mit fünf Windenergieanlagen des Typs Enercon E-82 E2 aus. Jede Anlage verfügt über 2,3 MW Leistung; zusammen sind damit 11,5 MW registriert. Die Anlagen gingen zwischen März und April 2015 in Betrieb. Vier Anlagen haben eine Nabenhöhe von 108 Metern, eine weitere von 98 Metern; der Rotordurchmesser beträgt jeweils 82 Meter. Als Betreiber des Windparks ist die IFE Windpark Berne GmbH & Co. Betriebs-KG, eine Tochtergesellschaft von Alterric, eingetragen. (fw)

Bard Offshore 1 liegt rund 100 Kilometer vor der deutschen Küste und verfügt über 80 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 400 MW. Der Windpark ging 2013 als erster kommerzieller Offshore-Windpark Deutschlands in Betrieb. Die Frequenzumrichter gehören zu den zentralen Komponenten der Windenergieanlagen. Sie sorgen dafür, dass der vom Generator erzeugte Strom für die Einspeisung in das Stromnetz aufbereitet wird. Die bislang eingesetzte Technologie stammt noch aus der Errichtungsphase des Windparks.

Neuentwicklung für den Weiterbetrieb

Grund für die Modernisierung ist laut Ocean Breeze Energy die Abkündigung bestimmter Halbleiter, sogenannter IGBTs. Diese Leistungshalbleiter erreichen nach rund 20 Jahren das Ende ihrer Verfügbarkeit. Ocean Breeze Energy und Siemens haben deshalb seit 2023 an einer Lösung gearbeitet, mit der die bestehenden Frequenzumrichter weiter betrieben werden können.

Dazu entwickelte Siemens neue Leistungseinschübe mit moderner Halbleitertechnik. Die bestehende Technologie musste dafür umfassend qualifiziert und an die neuen Bauteile angepasst werden. Nach rund einem Jahr Entwicklungsarbeit folgte zunächst ein Test an einer Onshore-Windenergieanlage. Ein weiteres Jahr später erprobten die Projektpartner die Lösung unter Offshore-Bedingungen.

Laut Ocean Breeze Energy geht die nun verfügbare Lösung über den reinen Ersatz der abgekündigten Halbleiter hinaus. Die neuen Umrichtermodule sollen eine höhere Betriebssicherheit und ein höheres Leistungsvermögen ermöglichen.

Joachim Arndt, Chief Technical Officer und Geschäftsführer von Ocean Breeze Energy, erklärt, Siemens habe das Unternehmen frühzeitig auf das Auslaufen einer wichtigen Komponente hingewiesen. „Gemeinsam ist eine Lösung für den Weiterbetrieb der BARD-Frequenzumrichter bis in die späten 2030er Jahre entwickelt worden“, unterstrich Arndt. Damit wolle Ocean Breeze Energy die langfristige Nutzung des 400-MW-Windparks sichern.

Ralf Bode, Leiter des Service Centers Nürnberg bei Siemens, betonte, dass „die Erprobung bestätigt, dass die neu qualifizierten Umrichtermodule den Anforderungen der Anlagen entsprechen“. Die Modernisierung soll schrittweise während des laufenden Betriebs erfolgen. Ocean Breeze Energy will damit vermeiden, dass der Windpark für eine umfassende gleichzeitige Umrüstung außer Betrieb genommen werden muss. Die neuen Module sollen ab Ende 2026 sukzessive in den 80 Windenergieanlagen installiert werden. (sh)

Die Systeme schalten die Hindernisbefeuerung von Windenergieanlagen nur dann ein, wenn sich ein Luftfahrzeug nähert. Während des überwiegenden Teils der Betriebszeit bleiben die Leuchten damit ausgeschaltet. Nach Angaben der Unternehmen reduziert die Technik die Lichtemissionen der Anlagen und soll zugleich die Anforderungen an die Flugsicherheit erfüllen.

Das Projekt in Limburg knüpft an bereits umgesetzte ADLS-Installationen im Norden der Niederlande an. Mit dem Ausbau reagieren Dark Sky und Enertrag Systemtechnik nach eigenen Angaben auf die steigende Nachfrage nach bedarfsgesteuerter Hindernisbefeuerung für Windenergieanlagen.

Testflüge für Genehmigung

Nach Abschluss der Installationen muss die zuständige niederländische Aufsichtsbehörde Inspectie Leefomgeving en Transport (ILT) das System genehmigen. Dazu gehören unter anderem Testflüge. Sie sollen unter realen Bedingungen nachweisen, dass die bedarfsgesteuerte Befeuerung zuverlässig arbeitet.

Andreas Jurchen, Head of Sales für Dark Sky und Enertrag Systemtechnik, bezeichnete die Niederlande als strategisch wichtigen Markt für die Unternehmen. Die beiden Unternehmen wollten gemeinsam weitere Windparks mit ADLS-Technologie ausstatten, sagte Jurchen. Damit ließen sich aus seiner Sicht Flugsicherheit, Akzeptanz der Windenergie und Nachhaltigkeit miteinander verbinden. Die Aufgaben zwischen den beiden Unternehmen sind aufgeteilt. Die Enertrag Systemtechnik entwickelt und fertigt die eingesetzten Befeuerungssysteme sowie elektronische Systeme und Komponenten für Windenergieanlagen und weitere Anwendungen im Bereich der erneuerbaren Energien. Das Unternehmen übernimmt nach eigenen Angaben zudem Qualitätssicherung und technischen Support.

Dark Sky entwickelt, liefert und betreibt dagegen bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnungssysteme. Das Unternehmen verantwortet das regulatorische Rahmenwerk für den Betrieb der Systeme. Dazu gehören die Genehmigung, die Integration sowie Betrieb und Service. Dark Sky bietet dabei schlüsselfertige Lösungen von der Planung und Genehmigung über Installation und Inbetriebnahme bis zur Fernüberwachung.

Mit den Projekten in Limburg erweitern die beiden Prenzlauer Unternehmen ihre Aktivitäten außerhalb Deutschlands. Nach Abschluss der noch ausstehenden Installationen und der anschließenden Prüfung durch die ILT sollen die Anlagen regulär betrieben werden. (sh)

Für bestehende Kunden und Geschäftspartner sollen die bisherigen Geschäftsbeziehungen fortgeführt werden. „Diese Übernahme ist ein logischer nächster Schritt in unserer langjährigen Partnerschaft“, sagte Pablo Hofelich, CEO von 2G Energy. „Durch die Eingliederung von Technis in die 2G-Gruppe schaffen wir eine noch stärkere lokale Organisation, die es uns ermöglicht, unseren Kunden ein Höchstmaß an Service und Unterstützung zu bieten. Gleichzeitig legen wir damit den Grundstein für weiteres Wachstum in Japan.“

Technis wurde im April 2000 gegründet und hat seinen Sitz in Tokio. Das Unternehmen vertreibt Energiesysteme, Umwelttechnik sowie Mess- und Analysegeräte. Seit 2012 arbeitet Technis als Vertriebs- und Servicepartner von 2G im japanischen Markt. Technis-Präsident Hiroshi Mochizuki verweist auf die seit mehr als zehn Jahren bestehende Zusammenarbeit beider Unternehmen. Nach seinen Angaben soll die Zugehörigkeit zur 2G-Gruppe dazu dienen, bestehende Kunden weiter zu betreuen und das Geschäft in Japan auszubauen. 

2G Energy wächst mit Zukäufen im Service- und Wartungsbereich

Die Übernahme von Technis ordnet 2G Energy in seine internationale Wachstumsstrategie ein. Für den japanischen Markt setzt das Unternehmen künftig nicht mehr allein auf einen externen Vertriebspartner, sondern auf eine Gesellschaft innerhalb der eigenen Gruppe. Das japanische Unternehmen ist dabei nicht die erste Übernahme in diesem Jahr. Zuvor hatte 2G Energy Mitte August mitgeteilt, 100 Prozent der Anteile an der italienischen Servicegesellschaft „S.G. S.r.l.“ zum 4. August übernommen zu haben. Das im Jahr 2004 gegründete Unternehmen beschäftigt rund 20 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter und hat sich auf Service- und Wartungsleistungen für Blockheizkraftwerke spezialisiert. 

Anfang des Jahres hatte das Unternehmen aus Heek zudem das belgische Energieunternehmen Celsius & Watt übernommen. Celsius & Watt verfügt laut 2G über eine etablierte Position im belgischen Markt. Zu den Schwerpunkten zählen ebenfalls Wartungsdienstleistungen für KWK-Anlagen, die Betreuung größerer Energieanlagen sowie Heiztechniklösungen für Wohn- und Mehrfamilienhäuser (wir berichteten). (hr)

Die SBTi ist eine internationale Initiative zur Entwicklung und Validierung wissenschaftsbasierter Klimaziele. Sie wurde vom Carbon Disclosure Project, dem UN Global Compact, dem World Resources Institute und dem WWF initiiert und wird heute als eigenständige Organisation weitergeführt.

Nach Angaben von Schott sind die Emissionen in Scope 1 und 2 seit 2019 um rund 70 Prozent gesunken. Scope 1 umfasst direkte Treibhausgasemissionen aus eigenen oder kontrollierten Anlagen, beispielsweise aus der Glasschmelze. Scope 2 bezeichnet indirekte Emissionen aus eingekaufter Energie, vor allem Strom und Wärme. Einen wesentlichen Beitrag zur bisherigen Minderung habe die seit 2021 veränderte Strombeschaffung über Herkunftsnachweise für erneuerbare Energien sowie Power Purchase Agreements geleistet.

Bereits 2023 hatte die SBTi ein gemeinsames Reduktionsziel von Schott für Scope 1 und 2 sowie ein Lieferantenziel für Scope 3 anerkannt. Das damalige Minderungsziel von 46,2 Prozent für Scope 1 und 2 gegenüber 2019 habe Schott inzwischen übertroffen.

Zulieferer rücken in den Fokus

Das 2019 intern gesetzte Klimaneutralitätsziel hatte neben Emissionsminderungen auch CO2-Kompensation über Klimaschutzprojekte außerhalb der eigenen Wertschöpfungskette vorgesehen. Solche Emissionsgutschriften seien jedoch nicht Bestandteil der nun bestätigten Klimaziele, teilte Schott mit. Das Unternehmen führe das bisherige Ziel deshalb nicht weiter. Damit entfällt die bisherige Zusage, die Produktion in Scope 1 und 2 bis 2030 bilanziell klimaneutral zu stellen.

Künftig rückt vor allem Scope 3 stärker in den Mittelpunkt. Darunter fallen alle weiteren indirekten Emissionen entlang der vor- und nachgelagerten Wertschöpfungskette, etwa aus eingekauften Rohstoffen und Vorprodukten, Transporten oder der Nutzung und Entsorgung von Produkten. Im Geschäftsjahr 2025 hätten diese Emissionen mehr als 80 Prozent des Corporate Carbon Footprint von Schott ausgemacht. Ausgewählte Scope-3-Emissionen sollen bis zum Geschäftsjahr 2030 um 27,5 Prozent sinken.

Dafür will Schott unter anderem den CO2-Fußabdruck von Vorprodukten stärker in die Einkaufsbewertung einbeziehen und Lieferanten bei Klimaschutzmaßnahmen unterstützen. Dazu zählen nach Unternehmensangaben der Bezug von Strom aus erneuerbaren Quellen, eigene SBTi-Zielsetzungen sowie die Berechnung von Product Carbon Footprints. Das bisherige Supplier-Engagement-Ziel für Scope 3 wird durch das konkrete Minderungsziel ersetzt.

Trotz des stärkeren Fokus auf die Lieferkette will Schott auch die eigenen Produktionsprozesse weiter dekarbonisieren. Ein Schwerpunkt bleibt die Glasschmelze. In Mitterteich soll im Laufe des Jahres 2027 eine elektrische Pilotwanne mit geringem Gasanteil in Betrieb gehen. Dafür investiert das Unternehmen rund 40 Millionen Euro. Die Anlage soll die Technologie unter industriellen Bedingungen erproben. Zudem prüfe Schott weitere Ansätze wie Mikrowellen- und Plasmatechnologien. (fw)

Und es geht natürlich ums Geld. Zwischen der ersten und erneuten Vergabe der Forstfläche im Landkreis Ravensburg liegen eine Bundestagswahl mit neuen Förderbedingungen und diverse weltpolitische Entwicklungen mit höheren Energiepreisen. Ein Sprecher von Forst BW bekennt auf Anfrage dieser Redaktion freimütig, dass der Waldwindpark zu den „zum damaligen Zeitpunkt vereinbarten Bedingungen somit nicht mehr möglich gewesen“ wäre.

Hinter der zunächst begünstigten Windpark-Gesellschaft stehen die Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm GmbH und die iTerra Energy GmbH. Sie hatten bereits vor zwei Jahren Abstriche hinnehmen müssen, aus möglichen 39 Anlagen wurden etwa 30. Schließlich hatte das Joint Venture im Juni 2025 Genehmigungsanträge für noch 28 Turbinen auf den Weg gebracht. Sie sollen auf 190 MW Leistung kommen und 100.000 Haushalte versorgen können.

Ulms Stadtwerke wollen mit iTerra Energy wieder mitbieten

Und nun die Vollbremsung bei einem Vorhaben, das leicht die Grenze von 300 Millionen Euro an Investitionen überschreiten wird – legt man einen Wert von 10 Millionen Euro pro Anlage zugrunde und berücksichtigt zudem die schwierig zu bearbeitende Topographie des Waldgebiets. Bei der Frage, ob es sich lediglich um einen formalen Neustart der Flächenvergabe handelt, halten sich die Beteiligten zurück. Eine Sprecherin des Projektierers sagte, dieser werde „innerhalb der Ausschreibungsfrist ein Angebot einreichen“. Das ist laut Forst BW bis Mitte September möglich, gilt aber auch für alle anderen Interessierten. Den Zuschlag wolle die Behörde voraussichtlich bis Ende Oktober erteilen.

Dass es nun zu einem neuerlichen Wettbieten kommt, ist nicht auszuschließen. Gleichwohl entscheide die Forstbehörde im Ländle nach den „üblichen Beurteilungskriterien“, auf Grundlage einer „Kombination aus dem gebotenen Pachtentgelt und der Bewertung der Projektplanung“, so der Sprecher. Zumindest beim Blick auf die Planung ist ein Vorteil für die Windpark Altdorfer Wald GmbH anzunehmen, hat doch kein anderes Unternehmen seit 2022 an der Idee weitergestrickt.

Fraglos wird Forst BW unter den gegebenen Bedingungen sehr wahrscheinlich weniger Geld für die etwa 82 Quadratkilometer große Fläche einnehmen können als zuvor. Die zuerst begünstigte Gesellschaft wollte sich nicht dazu äußern, wie stark sie ihr Angebot reduzieren werde. „Einen Vergleich mit früheren Vertrags- oder Angebotswerten nehmen wir öffentlich nicht vor“, so die Sprecherin. Und weiter: „Maßgeblich ist für uns, dass das Projekt unter wirtschaftlichen, regulatorischen und planerischen Rahmenbedingungen rechtssicher, verlässlich und langfristig realisiert werden kann.“

Eins unterstreicht die Landesbehörde bei all dem Hin und Her: „Ziel von ForstBW ist weiterhin, die Staatswaldflächen für den Bau und den Betrieb von Windenergieanlagen zur Verfügung zu stellen.“ Bei diesem Ziel spielt auch eine eigene Tochtergesellschaft von Forst BW eine Rolle. Forst BW Green Energy entstand extra zu dem Zweck, Öko-Kraftwerke (Sonne/Wind) auf eigenen Flächen zu realisieren – und gegebenenfalls einzuspringen, wenn Projekte zu scheitern drohen (wir berichteten).

Ob die Tochtergesellschaft nun Interesse an der Fläche im Altdorfer Wald hat, dazu ließ der Sprecher von Forst BW sich nicht aus. Eins ist in dem nun neu begonnenen Prozess allerdings einfacher: Die Behörde vergibt die Fläche an einem Stück. 2022 waren es noch mehrere Teilgebiete gewesen. Der Sprecher begründet dies mit den Erfahrungen der Windpark Altdorfer Wald GmbH. Eine gesamtheitliche Planung der Fläche sei sinnvoll, zum Beispiel mit Blick auf die infrastrukturelle Erschließung oder die Erstellung von Gutachten. (vs)

Der Stabwechsel folgt einem Beschluss des Aufsichtsrates, den Frankenbergs Bürgermeisterin Barbara Eckes (parteilos) anführt. Es ist nicht die einzige Entscheidung des Kontrollgremiums zur künftigen Aufstellung des Unternehmens, an dem die Kommune über die Stadtwerke Frankenberg (Eder) 60 Prozent und der in fünf Bundesländern tätige Regionalversorger EAM 40 Prozent halten.

Denn ab 1. Januar 2027 wird eine Doppelspitze die Energie-Gesellschaft leiten. Frank Gleim stößt dann zur EGF hinzu. Er legt dafür nach 18 Jahren seine Aufgabe als Bürgermeister der Stadt Gemünden an der Wohra nieder. Gemünden ist ebenso mit 7 Prozent an der EGF-Mutter Stadtwerke beteiligt wie die Stadt Rosenthal.

Karl-Heinz Schleiter war 2024 an der Spitze der EGF eingesprungen, nachdem er das Unternehmen bereits bis 2021 geführt hatte. Mit seinem Nachfolger Thomas Beaupain arbeitete er bereits seit Beginn des Jahres 2025 zusammen. Beaupain war bislang offiziell Leiter der Unternehmenssteuerung.

Er bringt laut einer Pressemitteilung 35 Jahre Erfahrung in der Energiewirtschaft mit, davon eine geraume Zeit beim EGF-Gesellschafter EAM. Zuletzt war Beaupain Leiter des Bereichs Messwesen mit etwa 80 Mitarbeitenden. Auch Frank Gleim hat vor seiner Verwaltungskarriere etliche Jahre bei EAM in verschiedenen Bereichen verbracht.

Die EGF versorgt in Frankenberg (Eder) und der näheren Umgebung mehr als 17.000 Menschen mit Strom, Erdgas und Wasser. Der Strom stammt zu 100 Prozent aus Wasserkraft. Nach eigenen Angaben summieren sich die Strom- und Gasnetze in Regie der EGF auf eine Länge von mehr als 450 Kilometern. Dazu bietet das Unternehmen Contractinglösungen, energienahe Dienstleistungen und Ingenieurleistungen an. Auch übernimmt es die Betriebsführung in verschiedenen Bereichen. Frankenberg liegt keine Autostunde von der Universitätsstadt Marburg entfernt im südlichen Abschnitt des Landkreises Waldeck-Frankenberg. (vs)

Grolman kommt von der VSB Gruppe. Der Projektentwickler mit Hauptsitz in Dresden entwickelt und betreibt Wind- und Photovoltaikparks sowie Batteriespeicher. Grolman hatte dort am 1. Juli 2023 den Vorsitz der Geschäftsführung übernommen. Damals folgte er auf Frederic Lanoe, der die VSB seit Juni 2021 geführt hatte. Zuvor gehörte Grolman der Geschäftsleitung des Schweizer Energieversorgers „Energie 360° AG“ an und verantwortete dort als Head of Energy energierelevante Aktivitäten. Er hat Universitätsabschlüsse in Jura und Wirtschaft.

Unter Grolmans Leitung baute VSB seine Projektpipeline auf mehr als 21.000 MW aus und erweiterte das Geschäft um Batteriespeicher und E-Mobilität. Während seiner Amtszeit übernahm Totalenergies die VSB Gruppe. Einen neuen Chief Executive Officer (CEO) weist VSB derzeit nicht aus. Derzeit führen Dirk Retzlaff und Hartmut Lieder als Geschäftsführer das Unternehmen. Retzlaff verantwortet als Chief Operating Officer (COO) das operative Geschäft, Lieder als Chief Financial Officer (CFO) die Finanzen.
 Bei Cube Green Energy arbeitet Grolman mit Moritz von Plate zusammen, der seit Mai 2026 Chief Executive Officer (CEO) ist. Das Unternehmen betreibt nach eigenen Angaben mehr als 280 MW erneuerbare Erzeugungsleistung und entwickelt Projekte mit zusammen mehr als 1.800 MW. (ds)
 

Die Unsicherheit angesichts der geopolitischen Lage ist wieder gewachsen. US-Präsident Donald Trump hat erklärt, den ohnehin brüchigen Waffenstillstand mit dem Iran nicht verlängern zu wollen. Die im Juni getroffene Absichtserklärung zwischen beiden Ländern, die eine Frist von 60 Tagen für die Einigung auf ein Friedensabkommen enthielt, war am Montag abgelaufen. Auch die Ölpreise reagierten mit Aufschlägen auf die schwindenden Hoffnungen auf eine diplomatische Lösung.

Strom: Ohne klare Richtung hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt. Der Day-ahead gewann 2,00 Euro auf 166,25 Euro je Megawattstunde im Base und 1,50 auf 155,50 Euro im Peak.

Am Mittwoch dürfte die Einspeiseleistung der Erneuerbaren laut den Meteorologen von Eurowind mit 23,3 Gigawatt ein gutes Stück höher ausfallen als noch am Dienstag (15,5 Gigawatt). Bereits von Donnerstag an wird aber wieder ein Rückgang erwartet.

Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr um 0,87 Euro auf 106,85 Euro je Megawattstunde hinzu.

CO2: Etwas fester haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 0,16 Euro auf 81,74 Euro je Tonne. Das Hoch lag bei 82,07 Euro, das Tief bei 80,98 Euro.

Die bullische Unterstützung durch die Hitzewellen hat aktuell nachgelassen. Niedrigere Temperaturen verringern die Stromnachfrage, während die Wind-Einspeiseleistung anziehen und damit einen größeren Anteil am Strommix übernehmen soll.

Das Angebot der Primärmarktauktionen steigt in dieser Woche gegenüber der Vorwoche um 17,84 Prozent auf insgesamt 9,12 Millionen EUA. An der EEX stehen drei gemeinsame EU-Auktionen mit jeweils 2,246 Millionen EUA im Kalender. Hinzu kommen am Mittwoch eine polnische Auktion über 1,38 Millionen EUA sowie am Freitag eine deutsche Auktion über 1,0 Millionen EUA.

Mit dem Optionsverfall am Mittwoch rückt die Marke von 80 Euro je Tonne als wichtigste Referenzmarke laut den Analysten von Vertis in den Fokus. Sie gehen jedoch davon aus, dass der Verfall nur begrenzten tatsächlichen Einfluss auf die Preisentwicklung haben dürfte.

Erdgas: Uneinheitlich haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,05 Euro auf 61,77 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,50 Euro auf 62,85 Euro nach oben.

Erneut schwindende Hoffnungen auf eine Friedenslösung im Nahen Osten, die eine Wiederöffnung der Straße von Hormus ermöglichen könnte, bereiteten den Marktteilnehmern am Dienstag Sorgen. Das Rahmenabkommen zwischen dem Iran und den USA ist am Montag 60 Tage nach der Unterzeichnung ausgelaufen.
US-Präsident Donald Trump erklärte, er habe es mit einer Lösung des Konflikts nicht eilig. Zugleich drohte er Oman mit militärischen Maßnahmen, sollte das Land die Bemühungen der USA um eine Einigung mit dem Iran behindern.

Auch die Gespräche zwischen iranischen und omanischen Vertretern über einen vorläufigen Rahmen zur Regelung des Schiffsverkehrs durch die Straße von Hormus haben bislang keine konkreten Ergebnisse gebracht. Die anhaltenden Einschränkungen verzögern weiterhin LNG-Lieferungen aus Katar und begrenzen damit das für Europa verfügbare Angebot.

Die Kombination aus eingeschränkten LNG-Lieferungen und einem höheren Gasverbrauch hat die Befüllung der europäischen Gasspeicher zuletzt verlangsamt und erhöht den Druck auf die Versorgungslage vor Beginn der Heizperiode. (map)