Der Entega-Aufsichtsratsvorsitzende und Oberbürgermeister der Stadt Darmstadt Hanno Benz (links) gratuliert Thomas Schmidt, der ab 2026 neuer Vorstandsvorsitzender der Entega wird Quelle: Entega

Es gibt Momente in Unternehmen, die sind mehr als ein Wechsel auf dem Briefkopf. Sie sind ein Statement, ein Aufbruch, ein bewusstes „Weiter so – aber bitte mit neuer Energie“. Genau so ein Moment steht beim Darmstädter Energieversorger ENTEGA bevor: Thomas Schmidt übernimmt zum 1. Januar 2026 den Vorstandsvorsitz – und tritt damit in die Fußstapfen von Dr. Marie-Luise Wolff, die das Unternehmen über ein Jahrzehnt lang geprägt hat. Was auf dem Papier wie ein geordneter Übergang aussieht, ist in Wirklichkeit ein spannender Führungswechsel mit strategischer Tiefe – und ein Weckruf für die Branche: Zukunft heißt nicht Umbruch, sondern klug gesteuerter Wandel. Wer ist Thomas Schmidt – und was bringt er mit? Thomas Schmidt ist kein Neuling in der Energiebranche – und schon gar kein Unbekannter bei ENTEGA. Der studierte Wirtschaftsexperte kam 2014 zum Unternehmen, führte Tochtergesellschaften wie ENTEGA Plus und ENTEGA Medianet, bevor er 2022 in den Vorstand aufstieg. Dort ist er aktuell für Handel und Vertrieb verantwortlich – also genau die Bereiche, in denen Kundenorientierung, Marktgespür und strategische Weitsicht gefragt sind. Seine berufliche DNA? Beratungsstark, vertriebsnah, digital affin. Erfahrungen bei der Mainova AG in Frankfurt und eine Karriere, die ihn vom Consulting in die Energiewirtschaft führte, zeichnen ihn als einen aus, der zwischen Zahlen, Netzen und Menschen vermitteln kann. Warum der Wechsel jetzt – und warum intern? Mit dem planmäßigen Ausscheiden von Dr. Marie-Luise Wolff zum Jahresende 2025 endet eine Ära. Wolff hat ENTEGA zu dem gemacht, was es heute ist: ein digitales, grünes, stark kommunales Energieunternehmen mit Vorbildcharakter – nicht nur in Südhessen, sondern bundesweit. Dass der Aufsichtsrat mit Thomas Schmidt eine interne Lösung gewählt hat, zeigt zweierlei: Vertrauen in die vorhandene Führungskompetenz. Den Willen zur Kontinuität in einer Branche im Umbruch. Darmstadts Oberbürgermeister Hanno Benz, zugleich Aufsichtsratsvorsitzender, bringt es auf den Punkt: „Die langjährige Erfahrung und tiefe Vertrautheit mit dem Unternehmen machen Thomas Schmidt zur idealen Besetzung.“ ENTEGA heute: Wo das Unternehmen steht ENTEGA ist weit mehr als ein klassischer Energieversorger. Es ist ein Innovationsmotor für die Region, ein Pionier in Sachen Klimaschutz, Digitalisierung und Infrastrukturentwicklung. Das Unternehmen versorgt mehr als 700.000 Kundinnen und Kunden mit Ökostrom, klimaneutralem Gas, Trinkwasser und schnellem Internet – und betreibt gleichzeitig eigene Erzeugungsanlagen und ein wachsendes Netz an digitalen Services. Die wichtigsten Felder der ENTEGA-Strategie: Dekarbonisierung der Energieversorgung Ausbau regenerativer Stromproduktion Kommunale Wärmeplanung Smart Grids und digitale Infrastrukturen Energienahe Dienstleistungen für Privat- und Geschäftskunden Thomas Schmidt ist mit all diesen Themen inhaltlich tief vertraut – er hat sie zum Teil selbst mitentwickelt. Genau deshalb wird er den eingeschlagenen Kurs nicht nur fortsetzen, sondern vermutlich mutig justieren und weiterdenken.

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Leitet weitere fünf Jahre die Geschicke der Stadtwerke Kiel: Frank Meier. Bild: © Stadtwerke Kiel

Manche Entscheidungen treffen genau ins Schwarze – weil sie Verlässlichkeit schaffen, Strategien bestätigen und die nötige Ruhe in bewegten Zeiten bewahren. Genau das ist dem Aufsichtsrat der Stadtwerke Kiel gelungen, als er die Vertragsverlängerung von Vorstandschef Frank Meier um weitere fünf Jahre beschloss. Und das ist weit mehr als eine Personalie – das ist ein starkes Statement für Kontinuität in der Transformation. Wer ist Frank Meier – und was macht ihn so unverzichtbar? Frank Meier, 59 Jahre, Wirtschaftsingenieur – und seit über einem Jahrzehnt der Kopf hinter der Erfolgsstrategie der Stadtwerke Kiel AG. Seit Ende 2012 steht er an der Spitze des kommunalen Energieversorgers – und hat das Unternehmen konsequent in Richtung Klimaneutralität, Innovationsfähigkeit und Kundenorientierung ausgerichtet. Er gilt als ruhiger Stratege, klar in der Kommunikation, scharf im Denken. Gemeinsam mit Dr. Jörg Teupen, seinem Vorstandskollegen für Technik und Personal, hat Meier in Kiel ein echtes Energie-Leuchtturmprojekt geformt: regional verwurzelt, technologisch führend – und politisch hellwach. Warum ist die Vertragsverlängerung ein starkes Zeichen? Der Schritt des Aufsichtsrats ist mehr als Routine. Es ist ein Bekenntnis zur bisherigen Strategie, zur Vision von Klimaneutralität bis spätestens 2040 – und zu einer Führung, die weiß, wohin die Reise geht. Dr. Georg Müller, Aufsichtsratsvorsitzender und Chef des Hauptaktionärs MVV aus Mannheim, bringt es auf den Punkt: Meier habe maßgeblich dazu beigetragen, die Stadtwerke Kiel als führendes Energieunternehmen im Norden Deutschlands zu etablieren. Und das in einer Zeit, in der die Energiebranche in ganz Europa unter Dauerstress steht – von Krisenpreisen über Gasmangel bis zur Wärmewende. Kiel als Energie-Hotspot: Mehr als nur ein Versorger Die Stadtwerke Kiel sind nicht irgendein kommunaler Player – sie sind ein zentraler Baustein der Energiezukunft in Schleswig-Holstein. Mit rund 190 MW Leistung im Küstenkraftwerk und einem cleveren Mix aus Strom, Fernwärme, Gas und Wasser versorgen sie Tausende Haushalte und Betriebe – und das zunehmend dekarbonisiert, digitalisiert und demokratisiert. Besonders hervorzuheben ist das Küstenkraftwerk Kiel – ein hochmodernes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk mit Kraft-Wärme-Kopplung, das Strom und Wärme effizient und klimaschonend erzeugt. Es ist nicht nur technologisches Aushängeschild, sondern strategischer Eckpfeiler für die Wärmewende im Norden. Meiers Erfolgsformel: Klarer Kurs statt Aktionismus Was Meier auszeichnet, ist konsequentes Handeln statt kurzfristiger Aktionismus. Seine Führung orientiert sich an drei großen Leitplanken: Wirtschaftlichkeit: Investitionen müssen sich rechnen – heute und morgen. Kundenorientierung: Digitalisierung, Service und Nähe zur Region stehen im Mittelpunkt. Klimaziele: Die Energieversorgung von Kiel soll Stück für Stück klimaneutral werden. Diese Trilogie der Verantwortung wirkt – und sie erklärt, warum die Stadtwerke Kiel auch in Zeiten explodierender Energiepreise stabil, investitionsfähig und zukunftsfit geblieben sind. Klimaneutralität bis 2040 – geht das? Ja – und Meier will diesen Weg weitergehen. Die Stadtwerke setzen auf eine mehrstufige Dekarbonisierungsstrategie. Sie umfasst: Umbau der Wärmeerzeugung, weg von fossilen Quellen. Integration erneuerbarer Energien in Strom- und Wärmenetze. Speicherlösungen und Sektorenkopplung, um Überschüsse intelligent zu nutzen. Effizienzmaßnahmen in bestehenden Netzen und Anlagen. Kundenlösungen wie Mieterstrommodelle, Wärmepumpenförderung oder Solarpakete. Das Ziel ist klar: Klimaneutrale Versorgung ohne Komfortverlust.

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Was sind zeitvariable Netzentgelte überhaupt

Für die beteiligten Marktakteure ist die Umsetzung der dynamischen Netzentgelte herausfordernd. Es ist anzunehmen, dass nur wenige zum Stichtag am 1. April 2025 „ready“ sind. Ab dem 1. April 2025 müssen die Verteilnetzbetreibern den Verbrauchern ein zeitvariables Netzentgelt anbieten. Damit soll die Bereitschaft angereizt beziehungsweise vergütet werden, den Stromverbrauch aus Hochlastzeiten in nachfrageschwächere Zeiträume zu verlagern. Die Grundlage dafür bilden der §14a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) zur Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen ins Stromsystem und dessen Ausgestaltung durch die entsprechende Festlegung der Bundesnetzagentur. Darin ist verankert, dass diejenigen Verbraucher eine Entlastung bei den Netzentgelten erhalten, die sich zu einer netzorientierten Steuerung ihrer Anlagen, etwa Wärmepumpen oder Wallboxen zum Laden von Elektrofahrzeugen, durch den Netzbetreiber bereiterklären. Zwar wird das reduzierte Netzentgelt am Ende in der Stromrechnung des Lieferanten ausgewiesen, die beteiligten Netzbetreiber müssen jedoch genauso umfangreiche Vorkehrungen treffen, um die Umsetzung der rechtlichen Vorgaben zu gewährleisten. Die Bundesnetzagentur weist auf ihrer Internetseite darauf hin, dass nur diejenigen Verbraucher in den Genuss reduzierter Netzentgelte kommen können, die an der netzorientierten Steuerung teilnehmen. Voraussetzung für die netzorientierte Steuerung ist jedoch die technische Ausstattung des Kunden. Diese bestehe vor allem aus einem intelligenten Messsystem und einer damit verbundenen Steuerungseinrichtung. Intelligente Messsysteme sind eine Voraussetzung Da sich der Einbau von Steuerungseinrichtungen derzeit noch verzögern könne, sei es möglich, bei drohenden Überlastungen des Netzes übergangsweise noch ältere Steuerungstechnik einzusetzen, schreibt die Bundesnetzagentur auf ihrer Internetseite. Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) der einen großen Teil der Verteilnetzbetreiber und damit auch der grundzuständigen Messstellenbetreiber, die für den Smart Meter Rollout verantwortlich ist, gibt zu bedenken, dass der Rollout intelligenter Messsysteme bislang aus mehreren Gründen „verhalten“ gelaufen ist.„Hauptgrund war die fehlende Wirtschaftlichkeit, die erst nach Anpassung des Regulierungsrahmens gegeben war“, so ein Sprecher auf Anfrage von E&M. Laufend neue regulatorische Anforderungen, offene technische Umsetzungsfragen und der hohe Bedarf an Fachkräften seien weitere Hemmnisse gewesen. Auch die Verfügbarkeit von Geräten und technische Schwierigkeiten beim Einbau seien in der Vergangenheit limitierende Faktoren gewesen. Zahlen, wie viele Verteilnetzbetreiber nun ab dem 1. April in der Lage sind, die zeitvariablen Netzentgelte umzusetzen, liegen dem Verband dem Sprecher zufolge nicht vor. Auch eine Einschätzung gab der VKU nicht ab. Nur so viel: „Die hohe Frequenz neuer Vorgaben und eng getaktete Umsetzungszeiträume stellen eine Herausforderung für die Branche dar, insbesondere für Mitarbeiter, die sich um IT und Abrechnungssysteme kümmern.“ Allerdings zeige die Erfahrung, dass die Stadtwerke die Herausforderungen trotz des hohen Fachkräftebedarfs erfolgreich meistern werden. „Auf die Stadtwerke ist Verlass“, heißt es von offizieller Seite. Beim Bundesverband der Energiemarktdienstleister (BEMD) ist man etwas verbindlicher. Eine allerdings sehr kurzfristige und kurze Rücksprache mit einigen Mitgliedern, lässt den Verband annehmen, dass noch nicht ganz 25 Prozent der Verteilnetzbetreiber die variablen Netzentgelte umgesetzt haben. Eine konkrete Zahl lasse sich jedoch nicht nennen, so ein Sprecher. Eine lange Liste von Gründen lasse sich für die noch geringe Umsetzungsquote nennen, etwa die Menge der Daten, die in Echtzeit verarbeitet werden müssen, oder die dynamische Tarifbildung und die Umstrukturierung der Kundenportale. Außerdem gebe es Herausforderungen beim Datenschutz, bei der Integration der neuen Marktrollen und bei den Schnittstellen zu den mittlerweile auch automatisierten Prozessen, inklusive der Kompatibilität mit den Vorgaben der Marktkommunikation. Der BEMD vertritt unter anderem Abrechnungs-, Zähl-, Mess- und IT-Dienstleister in der Energiewirtschaft.

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Zwischen Turbinen und Transformation2

Eine Branche nach der anderen fordert Gelder aus dem Infrastruktur-Sondertopf, über den am 21. März der Bundesrat abstimmt. So auch die Luftfahrtindustrie. Ein Bündnis aus 14 Verbänden und Gewerkschaften fordert von der neuen Bundesregierung Entlastungen für den Luftverkehr – und bringt das geplante Milliarden-Finanzpaket des Bundes ins Spiel. „Der Luftfahrtstandort Deutschland ist zu teuer geworden“, heißt es in einem gemeinsamen Appell, der der Deutschen Presse-Agentur vorliegt. „Ohne entschlossene Maßnahmen droht der Branche der Verlust der Wettbewerbsfähigkeit und damit eine Schwächung der Anbindung des Wirtschaftsstandortes Deutschland an internationale Märkte.“ Hinter dem Schreiben stehen unter anderem der Bundesverband der Deutschen Luftverkehrswirtschaft (BDL), der Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI), die Industriegewerkschaft Metall (IGM), der Flughafenverband ADV und Tourismusverbände. Sie nennen acht Maßnahmen, um den Luftverkehrs-Standort zu stärken, allen voran eine Entlastung bei staatlichen Standortkosten und die Unterstützung von Zukunftstechnologien. So sollten für die Förderung nachhaltiger Flugkraftstoffe sowie für weitere Forschungs- und Technologieförderung verstärkt Mittel des Sondervermögens genutzt werden, heißt es in dem Schreiben. Union, SPD und Grüne hatten sich darauf geeinigt, dass 100 Milliarden Euro aus dem geplanten neuen Schuldentopf für Infrastruktur und Klimaschutz in den Klima- und Transformationsfonds (KTF) fließen. Nach dem Willen der Initiative sollen zudem die Luftverkehrssteuer abgeschafft oder zumindest auf das Niveau von 2011 sinken, Bürokratielasten schrumpfen und weitere Fördermittel in die nationale Luftfahrt-Forschung fließen. Ausgebaut werden solle das „Wasserstoff-Ökosystem“ für neue Flugzeugantriebe von der Produktion über den Transport bis zu Betankungsanlagen. „Wenn wir die Klimaziele erreichen wollen, müssen wir in innovative Technologien investieren, statt die Branche mit zusätzlichen Kosten zu belasten“, sagte BDL-Präsident Jens Bischof. „Wir brauchen bezahlbare nachhaltige Kraftstoffe und neue Antriebe, um die Transformation der Luftfahrt aktiv zu gestalten.“ Die Luftverkehrsbranche sieht die staatlichen Steuern und Gebühren als Hauptgrund dafür, dass sich der Luftverkehr in Deutschland im europäischen Vergleich nur langsam von der Corona-Krise erholt.

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Zum Hochlauf der Wasserstoffinfrastruktur haben 18 Betreiber des künftigen Wasserstoffkernnetzes erstmals rund 172 Millionen Euro aus dem Amortisationskonto erhalten. Mit der ersten Zahlung aus dem Amortisationskonto hat die H2 Amortisationskonto GmbH (AMKG) den Startschuss für ein zentrales Instrument zur Finanzierung der Wasserstoffinfrastruktur gegeben. Insgesamt rund 172 Millionen Euro sind am 25. März 2025 an 18 Betreiber des Wasserstoffkernnetzes geflossen, teilt das Unternehmen mit. Die AMKG hat ihren Sitz in Berlin und agiert als kontoführende Stelle. Sie übernimmt die Verwaltung und Abwicklung der Zahlungen gemäß §28r des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG). Dieser Paragraf regelt die Einrichtung und den Betrieb des Amortisationskontos. Der Gesetzgeber hat ihn im Zuge der Verankerung des Wasserstoffkernnetzes eingeführt. Ziel ist es, den wirtschaftlichen Betrieb der Infrastruktur trotz anfänglich geringer Auslastung sicherzustellen und die Risiken bei der Investition zu begrenzen. Die Finanzierung des Kontos erfolgt über Darlehen, die zu einem späteren Zeitpunkt zurückgeführt werden (siehe Infokasten unten). Das Wasserstoffkernnetz soll in Deutschland weitgehend privatwirtschaftlich durch die Betreiber der Leitungsinfrastruktur finanziert werden. Um dabei eine marktgefährdende Kostenlast in der Anfangsphase zu vermeiden, wurde im EnWG eine Deckelung der Netzentgelte für Wasserstoffabnehmer verankert. Die Finanzierungslücke in den frühen Jahren des Hochlaufs gleicht das Amortisationskonto aus. An der Vorbereitung der ersten Auszahlung waren neben der AMKG auch die staatliche Förderbank KfW als Darlehensgeberin beteiligt, des Weiteren auch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, das Bundesministerium der Finanzen sowie die Bundesnetzagentur. Die Gesellschafterstruktur der AMKG wurde bereits Ende Februar 2025 angepasst: Neben der Trading Hub Europe GmbH sind seither auch die Wasserstoffkernnetzbetreiber selbst als Anteilseigner beteiligt. „Wir sind stolz, dass die erste Auszahlung trotz des engen Zeitplans planmäßig erfolgen konnte“, erklärten Torsten Frank und Sebastian Kemper, die beiden Geschäftsführer der AMKG. Ausschlaggebend dafür sei die enge Abstimmung zwischen allen Beteiligten gewesen. Die nächste Auszahlung aus dem Amortisationskonto ist für März 2026 vorgesehen. Details zum Amortisationskonto Das Amortisationskonto ist das zentrale Finanzierungsinstrument, um das über 9.000 Kilometer lange Wasserstoffkernnetz in Deutschland zu realisieren. Es soll verhindern, dass in der frühen Phase des Wasserstoffmarktes zu hohe Netzentgelte die Nachfrage ausbremsen. Betreiber des Wasserstoffkernnetzes erhalten daher zunächst Zahlungen aus dem Konto, um ihre Kosten teilweise zu decken. Die entstehenden Lücken werden zu einem späteren Zeitpunkt ausgeglichen – entweder durch höhere Netzentgelte, sobald der Markt tragfähig ist, oder durch andere Finanzierungsmechanismen. Die H2 Amortisationskonto GmbH führt das Konto, bilanziert es und wickelt die Zahlungen ab.

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energienetz

Eine neue Studie warnt: Ohne Reform der Netzfinanzierung steigen Stromkosten und soziale Ungleichheit – das gefährdet die Energiewende. Die Energiewende in Deutschland und Europa braucht dringend eine Reform der Stromnetzfinanzierung. Zu diesem Ergebnis kommt eine neue Untersuchung des Forums Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS), die im Auftrag von Climate Action Network (CAN) Europe erstellt wurde. Ohne strukturelle Änderungen drohen laut der Studie steigende Netzentgelte, die vor allem einkommensschwache Haushalte überproportional belasten. Der Ausbau und die Modernisierung der Stromnetze sind zentrale Voraussetzungen für die Dekarbonisierung der europäischen Energiewirtschaft. Bereits heute machen Netzentgelte einen erheblichen Anteil an den Stromkosten aus. Besonders stark trifft dies einkommensschwache Regionen in Osteuropa: In Bulgarien etwa ist die Belastung durch Netzentgelte im Verhältnis zum Einkommen fast fünfmal so hoch wie in Dänemark. Deutschland liegt im europäischen Vergleich im unteren Mittelfeld. „Pauschale Senkungen der Netzentgelte durch staatliche Zuschüsse lösen das Problem nicht. Sie verschieben nur erhebliche Kosten in den Steuertopf, ohne die Ursachen anzugehen“, sagt Marie Wettingfeld, wissenschaftliche Referentin beim FÖS und Hauptautorin der Studie. Stattdessen brauche es eine grundlegende Reform der Netzfinanzierung und der Entgeltregeln. Eine Option sei ein öffentlicher Infrastrukturfonds, dessen Anteile über den Finanzmarkt vermarktet werden können. Auf diese Weise ließen sich private Kapitalquellen erschließen und öffentliche Mittel effizienter einsetzen. Der Fonds müsse dabei klar von Bereichen getrennt werden, in denen gezielt private Investitionen gewünscht sind, um eine schnellere Umsetzung zu erreichen – etwa bei innovativen Technologien zur netzdienlichen Nutzung von Flexibilitäten. Zudem empfiehlt das FÖS eine stärkere staatliche Beteiligung an Netzbetreibern. Diese könne die Kreditwürdigkeit erhöhen, die Finanzierungskosten senken und so langfristig für stabile Netzentgelte sorgen. „Klare und dauerhafte Beteiligungsstrukturen können langfristig für stabile und bezahlbare Netzentgelte sorgen“, so Carolin Schenuit, geschäftsführende Vorständin des FÖS. Voraussetzung sei jedoch eine Kombination mit verbindlichen regulatorischen Vorgaben und einer Reform der bestehenden Anreizregulierung. Ein weiterer Schwerpunkt der Studie liegt auf der Tarifgestaltung. Die Forscherinnen und Forscher sprechen sich für eine stärker differenzierte Tarifstruktur aus, die zeitabhängige Modelle einschließt. Diese können dazu beitragen, Lastspitzen zu reduzieren und die Integration von erneuerbaren Energien ins Netz zu erleichtern. Allerdings sei der Einsatz intelligenter Messsysteme für das Angebot von differenzierten und fairen Tarifen unerlässlich. Die Autorinnen und Autoren der Studie betonen, dass es keine universelle Lösung für ganz Europa gebe. Stattdessen müsse eine Kombination verschiedener Finanzierungs- und Tarifmodelle gefunden werden, die auf die jeweiligen nationalen Gegebenheiten zugeschnitten ist.

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Schwefel statt Lithium: Berliner Batterie-Start-up Theion will die Speicherwelt auf den Kopf stellen – mit 15 Millionen Euro Rückenwind

Das Batterieunternehmen Theion erhält 15 Millionen Euro von Investoren, um seine Kristallschwefel-Technologie als effizientere Alternative zu Lithium-Ionen-Batterien weiterzuentwickeln. Mit frischem Kapital von 15 Millionen Euro will das Unternehmen Theion seine neuartige Kristallschwefel-Batterietechnologie weiter voranbringen. Das Start-up hat eine Series-A-Finanzierungsrunde abgeschlossen – also die erste institutionelle Kapitalaufnahme zur Skalierung des Unternehmens und plant, die Mittel in Forschung, Entwicklung und Skalierung seiner Zellchemie zu investieren. Ziel sei es, eine nachhaltigere, leistungsfähigere und kostengünstigere Alternative zu bestehenden Lithium-Ionen-Zellen zu schaffen. Theion sieht seine Technologie als Schlüssel für Fortschritte in Luftfahrt, Automobilindustrie und stationärer Energiespeicherung. Angeführt wird die Finanzierungsrunde von der Beteiligungsgesellschaft Team Global. Weitere Investoren sind das Solarunternehmen Enpal aus Berlin sowie Geschwister Oetker Beteiligungen, eine Investmentgesellschaft der Unternehmerfamilie Oetker. Alle drei Investoren sehen in der Schwefelchemie von Theion ein hohes Marktpotenzial – sowohl für nachhaltige Elektrifizierung als auch zur Stärkung europäischer Technologiestandorte. Schwefel statt Kobalt und Nickel Theion nutzt für seine Batterien Schwefel – ein nach eigenen Angaben in großen Mengen verfügbares Abfallprodukt –, um kritische Materialien wie Nickel und Kobalt zu ersetzen. Die Technologie basiert auf einer patentierten Verarbeitung der speziellen Kristallstruktur von Schwefel. Theion will damit gleich mehrere Probleme aktueller Batteriesysteme lösen: Neben der besseren Verfügbarkeit der Rohstoffe hebt das Unternehmen vor allem das geringere Gewicht, niedrigere Herstellungskosten und eine bessere Umweltbilanz hervor. Die Schwefelbatterien sollen laut Theion bis zu dreimal leichter sein und gleichzeitig ein Drittel der Kosten aktueller Lithium-Ionen-Batterien verursachen. Ein zentraler technischer Haken von Schwefelbatterien war bislang die geringe Zyklenfestigkeit. Die Lösung von Theion: Ein Produktionsverfahren, das die Lebensdauer deutlich erhöhen und mehr als 1.000 Ladezyklen ermöglichen soll – eine Schwelle, die für den wirtschaftlichen Betrieb notwendig ist. Laut Unternehmensangaben liegt die Energiedichte ihrer Zellen deutlich über der von konventionellen Systemen. Großes Potenzial in der Luftfahrt und im Energiespeichermarkt „Wir glauben, dass diese Zellchemie die Elektrifizierung in Mobilität und stationären Anwendungen revolutionieren kann“, sagt Lukasz Gadowski, Gründer von Team Global. Er sieht insbesondere für Luftfahrtanwendungen und den Energiespeichermarkt großes Potenzial. Auch Henning Rath, Geschäftsführer des Berliner PV-Unternehmens Enpal, betont, dass Europa eigene Batterietechnologien brauche, um sich unabhängig von asiatischen Lieferketten zu machen. Theion könne hier eine Schlüsselrolle einnehmen. Die Beteiligungsgesellschaft der Familie Oetker verweist zudem auf das Ziel, die Abhängigkeit von kritischen Rohstoffen zu verringern. Der Einsatz von Schwefel ermögliche es, Leistung und Nachhaltigkeit zusammenzubringen, so Sven Wiszniewski, der dort für Wagniskapital zuständig ist. Exportpotenzial und Industrieanwendungen im Fokus Theion geht von einem wachsenden Exportpotenzial für Schwefelbatterien aus. Das Unternehmen verweist auf Prognosen, wonach sich der globale Batteriemarkt bis 2030 verdreifachen werde. Das jährliche Marktvolumen könne laut eigenen Analysen auf rund 500 Milliarden Euro ansteigen – verteilt auf die Bereiche E-Mobilität, stationäre Speicher und Luftfahrt. Mit einer von importierten Rohstoffen unabhängigen Technologie wolle man Europa einen eigenständigen Beitrag zum globalen Batteriemarkt ermöglichen, so Gerhard Cromme, Aufsichtsratsvorsitzender von Theion. Das Unternehmen betont seinen eigenen Entwicklungsansatz, der sich von kapitalintensiven Strategien in den USA unterscheide. Statt großer Teams und hoher Materialeinsätze setze man bei Theion auf kleine, spezialisierte Entwicklungseinheiten mit starkem wissenschaftlichem Fokus.

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Die Internationale Agentur für erneuerbare Energien hat ihren jährlichen Bericht zum weltweiten Ausbau der Stromerzeugungskapazität bei erneuerbaren Energien vorgelegt.

Weltweit sind Erneuerbare weiter auf Rekordkurs Die Internationale Agentur für erneuerbare Energien hat ihren jährlichen Bericht zum weltweiten Ausbau der Stromerzeugungskapazität bei erneuerbaren Energien vorgelegt. Die globale Stromerzeugungskapazität auf Basis Erneuerbarer hat sich im Lauf des vergangenen Jahres um 585.200 MW oder 15 Prozent auf 4,448 Millionen MW erhöht. Damit wurde 2024 der größte bisher innerhalb eines Jahres erreichte Zubau realisiert. Dies geht aus der „Renewable Capacity Statistics 2025“ hervor, die jetzt von der International Renewable Energy Agency (Irena), Abu Dhabi, veröffentlicht worden ist. Laut Irena entfielen 84 Prozent aller Neuinstallationen auf China, die USA und die EU. Den größten Zuwachs erzielten 2024 Photovoltaikanlagen. Die weltweiten Solarkapazitäten zur Stromerzeugung nahmen 2024 um 451.900 MW oder 32 Prozent auf 1,866 Millionen MW zu. Die Leistung der Windanlagen erhöhte sich zeitgleich um 113.200 MW, entsprechend 11 Prozent, auf 1,133 Millionen MW. Damit entfielen allein auf Sonne und Wind 96,6 Prozent der regenerativen Zubauleistung. Mit 2,6 Prozent war die Wasserkraft und mit 0,8 Prozent die Bioenergie an der Kapazitätszunahme beteiligt. Geothermie und Meeresenergie machten zusammen weniger als 0,1 Prozent aus. So sieht es im Bestand aus Solarenergie ist die grüne Technologie mit der weltweit größten Erzeugungsleistung – vor Wasserkraft und vor Windenergie. Nach Technologien setzte sich die Kapazität der erneuerbaren Stromerzeuger Ende 2024 wie folgt zusammen: Solarenergie: 41,9 Prozent Wasserkraft: 28,8 Prozent Windenergie: 25,5 Prozent Bioenergie: 3,4 Prozent Geothermie und Meeresenergie: 0,4 Prozent Seit Ende 2010 hat sich diese Erzeugungskapazität damit fast vervierfacht. Die Kapazität an Windanlagen entspricht heute der sechsfachen von 14 Jahren zuvor. Bei den Solaranlagen liegt der Faktor sogar bei 45. Die Kapazität von Wasserkraftwerken (ohne Pumpspeicher) hat in dem genannten Zeitraum um 39 Prozent zugenommen. Die Leistung der Bioenergie-Anlagen hat sich mehr als verdoppelt. Geothermie konnte um 54 Prozent zulegen. Bei der Meeresenergie fand eine Verdopplung auf 500 MW statt. Das Kapazitätswachstum verteilt sich auf alle Weltregionen. Die größte Dynamik wurde in Mittel- und Südostasien verzeichnet. Dies gilt auch für 2024: Asien war – ohne Eurasien und ohne den Mittleren Osten gerechnet – an dem Kapazitätszuwachs mit 72 Prozent beteiligt. Es entfielen 12 Prozent auf Europa und 1,4 Prozent auf Eurasien – dazu werden Armenien, Aserbaidschan, Georgien, Russland und die Türkei gezählt. China in allen Technologien vorne – außer einer China ist nicht nur das Land mit dem weltweit höchsten Energie- und Kohleverbrauch. Vielmehr dominiert es auch die installierte Ökostrom-Leistung. Zum globalen Zuwachs darin trugen die Neuinstallationen in China 2024 mit 373.600 MW 64 Prozent bei. Damit waren Ende 2024 in China insgesamt 1,83 Millionen MW installiert. Dies entspricht einem globalen Anteil von 41 Prozent. Damit stellt sich die Rangliste der Staaten – gemessen an der Höhe der Ende 2024 installierten Erneuerbare-Energien-Kapazität zur Stromerzeugung wie folgt dar: China: 1.827.700 MW USA: 428.400 MW Brasilien: 213.900 MW Indien: 204.300 MW Deutschland: 178.700 MW Japan: 132.300 MW Kanada: 110.500 MW Spanien: 88.500 MW Frankreich: 74.300 MW Italien: 72.100 MW Auf diese zehn Staaten entfielen somit 75 Prozent der weltweiten Erneuerbaren-Kraftwerksleistung, auf Deutschland allein 4 Prozent. Auch bei Betrachtung nach einzelnen grünen Technologien führt China bei Wasser, Wind, Sonne und Bioenergie. Bei Wasserkraft (ohne Pumpspeicher) belegen Brasilien, USA, Kanada, Russland, Indien, Norwegen, Türkei, Japan und Frankreich die Plätze zwei bis zehn. Bemerkenswert ist: Die Wasserkraft-Leistung der Stromerzeugungskapazitäten auf Basis Wasserkraft auf dem gesamten Kontinent Afrika ist – trotz der dort bestehenden großen Potenziale – mit 39.300 MW kaum größer als in Norwegen mit 34.700 MW. Bei Wind ist Deutschland auf dem Treppchen Anders als bei Wasserkraft stellt sich das weltweite Länder-Ranking bei Windkraft und Solarenergie dar. Bei Wind steht Deutschland – hinter China und USA – auf Platz drei. Bei Offshorewind führt China seit 2021 ebenfalls die Rangliste an – gefolgt von Großbritannien und Deutschland. An fünfter Stelle ist Deutschland im weltweiten Ranking bei Solarkapazitäten platziert, hinter China, USA, Indien und Japan. Bei Bioenergie belegt Deutschland 2024 ebenfalls den fünften Rang – hinter China, Brasilien, Indien und USA. Die Top Ten bei Geothermie sind die USA, Indonesien, Philippinen, Türkei, Neuseeland, Mexiko, Kenia, Island, Italien und Japan. Die Ende 2024 installierte regenerative Leistung entsprach 46 Prozent der gesamten weltweit installierten Stromerzeugungskapazität.

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Equinor, Shell und Total wollen mehr CO2 im Meeresboden verpressen, als ursprünglich vorgesehen. Die Energiekonzerne Equinor, Shell und Total wollen ihr kommerzielles Projekt zur Einlagerung von CO2 vor der norwegischen Küste deutlich ausweiten. Im Rahmen des „Northern Lights“ getauften Vorhabens sollen künftig fünf Millionen Tonnen CO2 am Meeresgrund eingelagert werden, wie die das Joint-Venture der drei Konzerne am Donnerstag mitteilte. Zunächst war eine Kapazität von 1,5 Millionen Tonnen vorgesehen. Die Energiekonzerne kündigten nun eine weitere Investition in Höhe von 7,5 Milliarden norwegischer Kronen (660 Millionen Euro) an, um die Kapazität von fünf Millionen Tonnen zu erreichen. In der Investitionssumme sind 131 Millionen Euro an Beihilfen der Europäischen Kommission enthalten. Die Einlagerung soll in diesem Jahr beginnen, die Kapazitätsausweitung soll bis 2028 geschehen. Das CO2 stammt aus Industrieanlagen in besonders CO2-intensiven Branchen. „Northern Lights“ hat etwa Verträge mit dem Düngemittelhersteller Yara International oder dem Baustoffhersteller Heidelberg Zement. Zusammen mit der Investitionsankündigung gaben Equinor, Shell und Total am Donnerstag zudem einen weiteren Vertrag mit dem schwedischen Energieunternehmen Exergi bekannt. Das CO2, das normalerweise beim Betrieb von Industrieanlagen oder bei der Energieproduktion emittiert wird, soll künftig abgeschieden, verflüssigt und dann eingelagert werden. Diese sogenannte CCS-Technologie (Carbon Capture and Storage) gilt als wichtiger Beitrag zum Klimaschutz in Bereichen, in denen CO2 nicht gänzlich eingespart werden kann. CCS ist jedoch komplex und bislang sehr teuer. Die weltweiten CCS-Kapazitäten belaufen sich nach Angaben der Internationalen Energieagentur bislang auf rund 50,5 Millionen Tonnen – 0,1 Prozent der Emissionen. Das „Northern Lights“-Projekt ist eines der am weitesten fortgeschrittenen Vorhaben weltweit auf dem Gebiet. Klimaschützer warnen außerdem, dass der Einsatz von CCS zulasten nötiger Einsparungen von Emissionen gehen könnte.

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Die BBH-Gruppe gründet zum 1. April 2025 die BBH Engineering GmbH in Berlin. Sie will darüber Planungsleistungen im Bereich Energie und Infrastruktur anbieten. Zum 1. April 2025 erweitert die BBH-Gruppe mit Sitz in Berlin ihr Leistungsspektrum: Mit der Gründung der „BBH Engineering GmbH“ − kurz BBHE − steigt der Unternehmensverbund erstmals in die technische Planung von Energie- und Infrastrukturprojekten ein. Das neue Tochterunternehmen wird sich auf Planungs- und Ingenieurdienstleistungen für die Energie- und Wasserversorgung, Abfallbehandlung sowie Industrie- und Gewerbebauten konzentrieren. Laut BBH verfolgt die neue Einheit das Ziel, kommunale und gewerbliche Vorhaben technisch und planerisch zu begleiten – von der ersten Idee bis zur Realisierung. Der Fokus liegt auf Anlagensystemen für Energie- und Klimalösungen. Das Leistungsportfolio umfasst sämtliche Planungsphasen von der ersten Konzeptidee über die Entwurfs- und Genehmigungsplanung bis zur Bauüberwachung gemäß der sogenannten „Honorarordnung für Architekten und Ingenieure“ (HOAI, Leistungsphasen 1 bis 8). Ergänzend werden Leistungen in Netzplanung, Baukörperentwicklung und Tiefbau angeboten. Damit will das Unternehmen integrierte Standort- und Quartiersentwicklung ermöglichen. Zielgruppen aus kommunalem und gewerblichem Umfeld Zu den potenziellen Auftraggebern zählen laut BBH vor allem Kommunen, Energiegenossenschaften, Stadtwerke, Energieversorger sowie Wohnungsunternehmen. Das Startteam der BBHE besteht eigenen Angaben nach zu Beginn aus acht Mitarbeitenden. Dazu zählen Elektroingenieure, Fachkräfte für Technische Gebäudeausrüstung − kurz TGA −, Wirtschaftsingenieure, Bauingenieure und technische Zeichner. Bis Ende dieses Jahres soll das Team auf 15 bis 20 Personen anwachsen, wie BBH erklärt. Die Geschäftsführung soll ein Trio übernehmen: Helmut Bangert und Marco Ohme bringen beide langjährige Erfahrung aus der Viessmann Group mit, insbesondere im Bereich multivalenter Energie- und Klimalösungen. Ergänzend kommt Marcel Malcher dazu, der dem Vorstand der BBH Consulting AG (BBHC) angehört und zugleich Partner der BBH-Gruppe ist. Erweiterung der Wertschöpfungstiefe Malcher betont, dass die neue Gesellschaft das bestehende Beratungsangebot sinnvoll ergänze. Wörtlich sagt er: „Durch diese Erweiterung schaffen wir beste Voraussetzungen, um die Energiewende noch aktiver mit voranzutreiben – und zwar jetzt von der Idee bis zur Inbetriebnahme.“ Auch Bangert und Ohme sehen in der Gründung eine logische Fortsetzung der bisherigen Zusammenarbeit mit der BBH-Gruppe. Die BBH-Gruppe ist tätig in der rechtlichen, betriebswirtschaftlichen und strategischen Beratung für Energie- und Infrastrukturdienstleister. Das Unternehmen betreut nach eigenen Angaben rund 7.000 Mandanten – darunter Stadtwerke, Kommunen, Industrieunternehmen sowie internationale Konzerne. An sieben Standorten beschäftigt die Gruppe mehr als 700 Personen.

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Die Bundesnetzagentur will den Regulierungsrahmen für Stromnetze anpassen. Laut Thüga könnte das die Renditen für Netzbetreiber drastisch senken und Investitionen ausbremsen. Die Thüga Aktiengesellschaft mit Sitz in München warnt vor schwerwiegenden Folgen der bis zum Sommer geplanten Änderungen des Regulierungsrahmens für Stromnetzbetreiber. Hintergrund ist ein aktueller Entwurf der Bundesnetzagentur (BNetzA), der im sogenannten „NEST“-Prozess („Netze. Effizient. Sicher. Transformiert.“) eine Anpassung der regulatorischen Vorgaben vorsieht. Diese soll laut der Behörde helfen, die Effizienz der Netze zu stärken und langfristig Kosten zu senken. Die Pläne stoßen jedoch bei der Energiebranche auf deutliche Kritik, wie die Thüga, ein Netzwerk aus über 100 kommunalen Energie- und Wasserversorgern, in einer Mitteilung vom 31. März erklärt. Konkret betrifft die Kritik den Regulierungsentwurf mit dem Titel „RAMEN“ („Regulierung. Anreize. Maßstäbe. Effizienz. Netzentgelte.“). Nach Berechnungen der Branche könnten die vorgesehenen Änderungen die Eigenkapitalverzinsung – eine zentrale Einkommensquelle der Netzbetreiber – um bis zu ein Drittel senken. In Einzelfällen sei sogar ein Rückgang um 60 Prozent möglich, heißt es seitens der Thüga. Die Vergütung des eingesetzten Kapitals sei jedoch notwendig, um Investitionen in bestehende und neue Infrastruktur wirtschaftlich tragfähig zu halten. Eine deutliche Absenkung würde Investitionen gefährden, die für die Umsetzung der Energiewende unerlässlich sind. „Ohne stabile Netze ist weder die Energiewende noch eine verlässliche Versorgung der Wirtschaft möglich“, sagte Dr. Constantin H. Alsheimer, Vorstandsvorsitzender der Thüga, zu den Plänen der Netzagentur. Kapital werde künftig eher in Länder mit besseren regulatorischen Bedingungen fließen – sowohl innerhalb Europas als auch darüber hinaus. Bereits heute unterdurchschnittliche Eigenkapitalverzinsung Schon heute liege die Eigenkapitalverzinsung deutscher Netzbetreiber im europäischen Vergleich im unteren Bereich. Dennoch habe die Bundesnetzagentur für die laufende 4. Regulierungsperiode von 2024 bis 2028 Anträge auf Anpassung der Rendite abgelehnt – und das trotz eines gestiegenen Zinsniveaus. Begründet wurde diese Entscheidung nicht, ein künftiger Referenzzinssatz wurde ebenfalls nicht benannt. Auch für die 5. Regulierungsperiode ab 2029 deutet die Methodik der Netzagentur laut Thüga darauf hin, dass Anforderungen an eine marktgerechte Eigenkapitalverzinsung nicht berücksichtigt werden. Zwar könne die Behörde mit den geplanten Maßnahmen zunächst die Netzentgelte auf den Stromrechnungen senken, doch langfristig drohten laut Thüga neue Belastungen. Als Beispiel nennt das Unternehmen die Redispatch-Kosten – also Ausgaben zur Stabilisierung der Stromnetze bei Engpässen. Diese lagen in den vergangenen drei Jahren jeweils zwischen 3 und 4 Milliarden Euro und damit in etwa auf dem Niveau der gesamten Eigenkapitalverzinsung aller deutschen Stromnetzbetreiber. Die Thüga warnt, dass ohne ausreichende Investitionen in das Netz diese Kosten weiter steigen könnten. „Wenn wir mehr Investitionen in neue Stromnetze wollen, brauchen wir hierfür marktgerechte Investitionsbedingungen“, betonte Alsheimer. Der Wettbewerb um Kapital sei international – Deutschland müsse jetzt für verlässliche Rahmenbedingungen sorgen. Kürzere Regulierungsperiode vorgesehen Zudem schlägt die Bundesnetzagentur im Zuge des „NEST“-Prozesses eine kürzere Regulierungsperiode vor, um flexibler auf Entwicklungen auf dem Markt reagieren zu können. Mit den Bundesländern sei abgesprochen, die nächste Periode noch für fünf Jahre anzulegen, ab 2033 aber auf drei Jahre zu verkürzen, sagte die Vizepräsidentin der Bundesnetzagentur, Barbie Kornelia Haller kürzlich auf dem Forum des Verbands der Kommunalen Unternehmen (wir berichteten). Es ginge nicht, die Netzkosten wegen vieler Ausnahmen für Eigenerzeugung auf immer weniger Schultern zu verlagern. „Mit der finanziellen Überforderung geht die Akzeptanz für die Energiewende verloren“, warnte Haller.

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Das Pelletgeschäft wird auch mal unter Mineralöl-Händlern weitergegeben, wie hier 2020 von Dirk Albertsen (Team, links), der das Pelletgeschäft an Oliver Korting (RBB Raiffeisen Bio-Brennstoffe). Quelle: Agravis Raiffeisen

Plötzlich schießt der Preis durch die Decke: +18,6 % im Februar – und das ausgerechnet mitten im Winter! Wer auf Holzpellets setzt, spürt diesen Preissprung aktuell deutlich im Portemonnaie. Doch bevor du panisch auf Heizöl oder Gas umsteigen willst: Bleib ruhig, hol dir ’nen Kaffee – und lies weiter. Denn es gibt gute Nachrichten hinter den Schlagzeilen. Kalt, knapper, teurer: Warum die Pelletpreise im Februar explodierten Der Grund für die plötzliche Preisrally? Eine denkbar einfache Kombination: Eisige Temperaturen + hoher Heizbedarf + leere Lager = Boom bei der Nachfrage. Laut dem Deutschen Pelletinstitut (DEPI) lag der Durchschnittspreis im Februar 2025 bei 363,21 €/Tonne, das sind 18,6 % mehr als im Januar. Das bedeutet: Eine Kilowattstunde Wärme aus Pellets kostet jetzt 7,26 Cent. Klingt viel? Ist es auch – zumindest im Monatsvergleich. Aber: Der Preis liegt immer noch deutlich unter dem von Heizöl oder Erdgas. Warum du jetzt nicht in Panik verfallen solltest Wir kennen das alle: Steigt der Preis plötzlich, regiert der Bauch. Aber genau hier lohnt es sich, einen Schritt zurückzutreten. Denn laut DEPI-Geschäftsführer Martin Bentele ist das Ganze kein neues Phänomen, sondern ein saisonaler Klassiker – verstärkt durch menschliches Verhalten. „Erfahrene Pelletkunden füllen ihre Lager im Sommer, wenn die Preise günstiger sind“, erklärt Bentele. Doch durch die Energiekrise 2022 und mehrere milde Winter sei diese Gewohnheit aus dem Takt geraten. Viele Haushalte hätten ihre Vorräte nicht rechtzeitig aufgestockt – und jetzt trifft Nachfrage auf ein limitiertes Angebot. Merke: Pellets sind kein Notstromaggregat. Sie wollen geplant werden. Die wichtigsten Preiszahlen im Überblick Durchschnittspreise für 6 Tonnen Lieferung (Februar 2025): Mitteldeutschland: 359,91 €/Tonne Süddeutschland: 364,34 €/Tonne Nord- und Ostdeutschland: 368,68 €/Tonne  Bei größeren Abnahmemengen (26 Tonnen): Mitteldeutschland: 347,29 €/Tonne Süddeutschland: 348,24 €/Tonne Nord-/Ostdeutschland: 355,61 €/Tonne Das zeigt: Je größer die Bestellung, desto günstiger der Preis. Und: Der Unterschied von Region zu Region liegt bei rund 20 € pro Tonne – nicht unerheblich. Trotzdem ein Preisbrecher: Pellets schlagen fossile Brennstoffe locker Selbst mit dem aktuellen Anstieg bleibt das Heizen mit Pellets die günstigste Alternative zu Öl und Gas: Pellets vs. Heizöl: 25 % Preisvorteil Pellets vs. Erdgas: 34 % Preisvorteil Das hat nicht nur DEPI berechnet, sondern wird auch von der Verbraucherzentrale NRW bestätigt. Besonders spannend: Auch in unsanierten Altbauten schneiden Pelletheizungen im Kostenvergleich hervorragend ab. 7 Vorteile von Holzpellets – auch bei hohen Preisen: Langfristig stabile Preisentwicklung, weil Pellets regional & erneuerbar sind. Weniger abhängig von Weltmarkt-Krisen, da Rohstoff aus heimischer Forstwirtschaft kommt. CO₂-neutrales Heizen, da beim Verbrennen nur das CO₂ freigesetzt wird, das beim Wachsen gebunden wurde. Staatliche Förderungen für Pelletheizungen bleiben bestehen. Unabhängigkeit durch eigene Lagerung: Wer klug bunkert, zahlt weniger. Hohe Versorgungssicherheit durch breites Händlernetz in Deutschland. Ideal für Sanierer: In vielen Altbauten leicht nachrüstbar.

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Quelle: Pixabay / Roman

Stell dir vor, dein Heizkessel zischt, die Dusche läuft heiß, dein Büro bleibt im Winter mollig warm – und das alles ganz ohne fossiles Erdgas. Willkommen bei der Wärmewende 2.0, made in Baden-Württemberg! Netze BW, der größte Verteilnetzbetreiber im Ländle, sagt dem Erdgas den Kampf an – nicht durch Abschalten, sondern durch Umdenken. Das Motto: Wasserstoff statt Rückbau. Und wer jetzt denkt: „Na klar, wieder nur ein theoretischer Versuch irgendwo in einem Labor mit weißen Kitteln und Klemmbrett“, der irrt. Denn diesmal heißt es: Praxis pur – an den eigenen Gebäuden! Willkommen im Netzlabor H2-100: Hier wird die Zukunft getestet Im beschaulichen Öhringen, westlich von Heilbronn, startet Netze BW das Projekt „Netzlabor H2-100“. Und der Name ist Programm: 100 % Wasserstoff fließen durch die bestehenden Gasleitungen – nicht als Beimischung, sondern pur. Das Ziel: Beweisen, dass eine komplette Versorgung mit grünem Wasserstoff im realen Gebäudebetrieb funktioniert. Und das nicht irgendwann in ferner Zukunft, sondern in der Heizperiode 2025. Zwei Gebäude werden umgestellt: Ein Verwaltungsgebäude, das mit klassischen Brennwertthermen beheizt wird. Ein Ausbildungszentrum, in dem ein Industrie-Gebläsebrenner zum Einsatz kommt – wie man ihn aus Gewerbe und kleinen Betrieben kennt. Warum das revolutionär ist? Weil’s funktioniert – und weil’s skalierbar ist Netze BW macht hier etwas, was viele Energieversorger zwar planen, aber selten wirklich live testen: Sie zeigen, dass bestehende Gasverteilnetze auch in einer Wasserstoffzukunft ihren Platz haben. „Die Gasverteilnetze werden weiterhin gebraucht“, betont das Unternehmen. Und damit setzen sie ein deutliches Zeichen gegen den Abriss von Milliardeninvestitionen in die Gasinfrastruktur. Stattdessen heißt es: „H₂-ready“ ist keine Floskel – sondern Realität. Von der Wasserstoff-Insel zur Wasserstoff-Realität Ganz neu ist das Ganze nicht. In einem früheren Projekt – der sogenannten „Wasserstoff-Insel Öhringen“ – hatte Netze BW bereits bis zu 30 % Wasserstoff ins Erdgasnetz eingespeist. Dabei wurde eng mit Anwohnerinnen und Anwohnern zusammengearbeitet, um Technik, Verhalten und Sicherheit zu testen. Das Fazit war vielversprechend. Jetzt geht man einen großen Schritt weiter: Nicht nur Beimischung, sondern reiner Wasserstoff. Nicht nur Testbetrieb, sondern eigener Gebäudeeinsatz. Warum Wasserstoff überhaupt? Gute Frage – hier die Antwort in drei Worten: klimafreundlich, flexibel, speicherbar. Während Wärmepumpen vor allem in Neubauten und sanierten Gebäuden glänzen, gibt es in Industrie, Gewerbe und Altbauquartieren große Herausforderungen. Genau hier spielt grüner Wasserstoff seine Stärken aus: Lässt sich über lange Zeit speichern (im Gegensatz zu Strom). Kann über vorhandene Netze verteilt werden (wenn sie H₂-ready sind). Erlaubt hohe Temperaturen, die z. B. für Industrieprozesse nötig sind. Ist emissionsfrei, wenn er aus regenerativen Quellen hergestellt wird. Und wie funktioniert das technisch? In Öhringen ist das Gasnetz bereits H₂-ready – das heißt: Die Rohrleitungen und Verteilerpunkte sind geeignet für 100 % Wasserstoff. Was noch angepasst werden muss: Anschlussgeräte wie Brenner oder Heizthermen Messgeräte, da Wasserstoff andere Eigenschaften als Methan hat Das ist Aufwand – aber kein Rückbau. Es ist eine Transformation, die vorhandene Infrastruktur nutzt, statt sie zu entsorgen. Das spart Kosten, Ressourcen und beschleunigt die Energiewende. 7 Vorteile des H₂-Projekts von Netze BW: Nachhaltige Nutzung vorhandener Infrastruktur statt teurem Netzausbau. Echter Praxistest mit echten Gebäuden und Nutzern – kein Laborszenario. Wärmeversorgung ohne CO₂, wenn grüner Wasserstoff eingesetzt wird. Sichere Umstellung dank Pilotbetrieb und validierten Erkenntnissen. Skalierbarkeit für Städte, Gemeinden und Gewerbegebiete. Signalwirkung für Politik und Branche: Wasserstoff ist mehr als Industrie. Verknüpfung mit früheren Projekten zeigt Lernfähigkeit und Fortschritt.

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Ab Oktober 2025 der neue Geschäftsführer der Stadtwerke Lünen: Urs Reitis (m.) zusammen mit dem SWL-Aufsichtsratsvorsitzenden Hugo Becker (l.) und dem aktuel-len SWL-Geschäftsführer Dr. Achim Grunenberg (r.).

Ein Rückkehrer mit Vision, ein Unternehmen im Wandel und eine Region mit Ambitionen: Die Stadtwerke Lünen holen sich mit Urs Reitis einen Mann an Bord, der nicht nur fachlich überzeugt, sondern auch emotional verbunden ist – mit dem Ruhrgebiet, mit der Energiewelt von morgen und mit dem Anspruch, lokale Energieversorgung nachhaltig zu gestalten. Klingt spannend? Ist es auch. Denn was auf den ersten Blick wie ein regulärer Wechsel in der Chefetage wirkt, ist in Wirklichkeit ein kraftvoller Auftakt für neue Energiepolitik auf kommunaler Ebene. Wer ist Urs Reitis – und was bringt er mit? Urs Reitis ist 45, gebürtiger Dortmunder, und hat Energie im Blut – beruflich wie geografisch. Der studierte Energiewirtschaftler und -techniker blickt auf eine beeindruckende Karriere im kommunalen Energiesektor zurück: Zuletzt war er Geschäftsführer der BonnNetz GmbH, der Netzgesellschaft der Stadtwerke Bonn. Dort hat er nicht nur den Betrieb geleitet, sondern aktiv zukunftsweisende Projekte wie die Kommunale Wärmeplanung angeschoben. Davor war er im westfälischen Warendorf in leitender Funktion tätig – kennt also nicht nur Großstädte, sondern auch mittelgroße Versorgungslandschaften, wie sie Lünen repräsentiert. Und genau das ist sein Vorteil: Verständnis für die Region, Erfahrung in der Transformation, Leidenschaft für die Aufgabe. Die Rückkehr ins Ruhrgebiet: Mehr als ein Jobwechsel Mit dem Wechsel nach Lünen kehrt Reitis zurück in seine Heimatregion – in ein Umfeld, das wie kaum ein anderes vor den Herausforderungen der Energie- und Wärmewende steht. „Mich reizt es, die großen Herausforderungen gemeinsam vor Ort aktiv anzugehen“, sagt Reitis – und diese Worte wirken nicht wie PR, sondern wie ein echtes Bekenntnis. Denn Lünen ist mehr als nur eine Stadt. Lünen ist ein energetischer Mikrokosmos: Heimat des Entsorgungsriesen Remondis, Standort eines Biomassekraftwerks, aber auch eines Steinkohlekraftwerks, das mittelfristig transformiert werden muss. Wer hier antritt, braucht Mut zur Veränderung – und Ideen, wie nachhaltige Versorgung in einer Stadt mit industrieller Prägung aussehen kann. Die neue Doppelspitze: Übergang mit Strategie Bis mindestens Mai 2026 wird es bei den Stadtwerken Lünen eine Doppelspitze geben: Reitis tritt im Oktober 2025 an, während der bisherige Geschäftsführer Achim Grunenberg noch kein genaues Austrittsdatum genannt hat. Was nach Zwischenlösung klingt, ist in Wahrheit ein kluger Schritt: Erfahrung trifft Erneuerung. Zwei Führungsstile, ein Ziel. Diese Übergangszeit gibt Raum für: Know-how-Transfer Gemeinsame Strategieentwicklung Stabile Führung in der Transformationsphase Und das ist wichtig – denn Lünen steht vor großen Aufgaben. Energie- und Wärmewende – vor Ort gedacht Reitis bringt aus Bonn eines der heißesten Themen der Zukunft mit nach Lünen: die Kommunale Wärmeplanung. Bis Mai 2025 muss jedes größere Versorgungsunternehmen in Deutschland seinen Fahrplan zur Wärmewende vorlegen – also zur Frage: Wie machen wir unsere Heizsysteme klimaneutral, effizient und sozial verträglich? Das ist kein kleines Projekt. Das ist die Grundlage für eine dekarbonisierte Zukunft. Und Reitis hat genau das bereits in Bonn durchdacht und vorangetrieben. Sein Vorteil in Lünen: Die Stadtwerke sind 100-prozentige Tochter der Kommune. Das bedeutet direkte Abstimmung mit Politik, Verwaltung und Bürgern – und: echte Gestaltungsmacht. Reitis bringt also nicht nur Ideen mit, sondern auch den Hebel, sie umzusetzen.

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Andreas Berg übernimmt zum 1. April 2025 das Ressort Technik im Vorstand der Westenergie AG.

Die Energiewende schreitet voran – und sie braucht kluge Köpfe, mutige Entscheidungen und technologische Power. Genau hier setzt die Westenergie AG an, die mit einer Personalentscheidung nicht nur ein neues Kapitel aufschlägt, sondern auch klare Zeichen in Richtung Zukunft setzt: Dr. Andreas Berg übernimmt ab dem 1. April 2025 das Technikressort im Vorstand und tritt damit in die Fußstapfen des langjährigen Experten Stefan Küppers. Aber was bedeutet das für Westenergie, die Region und vor allem für die Energiezukunft Deutschlands? Lass uns gemeinsam einen Blick hinter die Kulissen werfen. Wer ist Andreas Berg – und warum ist er der Richtige? Dr. Andreas Berg ist Elektrotechniker mit Leib und Seele – promoviert, erfahren, visionär. Seine Laufbahn liest sich wie das Who’s Who der Energiebranche: Nach seinem Studium und seiner Promotion an der renommierten RWTH Aachen war er bei der VSE-Gruppe tätig und kümmerte sich dort um Schlüsselthemen wie erneuerbare Energien, Digitalisierung, Strategieentwicklung und IT. Später führte ihn sein Weg zur Syna GmbH, einem Netzbetreiber und Tochterunternehmen der Süwag Energie AG (ebenfalls Teil des E.ON-Konzerns), wo er als Technischer Geschäftsführer die digitale und technische Weiterentwicklung maßgeblich prägte. Nun bringt er diese geballte Kompetenz zur Westenergie AG, der größten regionalen Energiedienstleisterin im E.ON-Konzern – mit über 10.000 km Stromnetz, 9.000 km Gasnetz und einer klaren Vision für die digitale Infrastruktur der Zukunft. Mit dem Wechsel von Stefan Küppers zu Andreas Berg kommt es nicht zu einem Bruch, sondern zu einer Evolution. Küppers war über drei Jahrzehnte in der Energiebranche tätig und wird auch weiterhin als Senior Expert in Konzernprojekten sowie in der Verbandsarbeit beim VDE aktiv bleiben. Es ist also ein fließender Übergang mit Erfahrungskontinuität und frischem Innovationsgeist. Und genau das braucht es, denn: Die kommenden Jahre stehen im Zeichen einer massiven Transformation. Die Herausforderungen: Digitalisierung trifft Netzausbau Berg bringt es auf den Punkt: „Um die klimaneutrale Energieversorgung zu erreichen, müssen wir unsere Netze ausbauen und digitalisieren, Prozesse effizient gestalten und die Kundenperspektive stärker einbeziehen.“ Klingt einfach – ist es aber nicht. Denn die Energiewende ist nicht nur eine technologische, sondern auch eine gesellschaftliche Mammutaufgabe. Westenergie steht hierbei an vorderster Front: mit Strom- und Gasverteilnetzen in Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und Niedersachsen, mit zahlreichen Kommunalpartnerschaften und mit einem klaren Fokus auf Zukunftstechnologien wie Elektromobilität, intelligente Netze und digitale Infrastruktur. Ein neuer Kurs: Technik trifft Menschlichkeit Was Andreas Berg auszeichnet, ist seine Fähigkeit, Technik mit Menschen zu verbinden. Für ihn ist Digitalisierung kein Selbstzweck, sondern ein Werkzeug zur Effizienzsteigerung und Kundennähe. Sein Ziel: Prozesse optimieren, ohne den Menschen aus dem Blick zu verlieren. Die Kundenperspektive rückt also stärker in den Mittelpunkt. Das bedeutet: transparente Kommunikation, bessere digitale Services, mehr Mitgestaltungsmöglichkeiten. Denn nur so kann Vertrauen entstehen – und nur so wird die Energiewende zu einer gemeinsamen Aufgabe. Ein Blick nach vorn: Was erwartet uns? Westenergie bereitet sich mit dem Führungswechsel auf eine Zeit intensiver technischer Neuerungen vor. Die Schlüsselbegriffe sind klar: Smart Grids: Intelligente Stromnetze, die sich flexibel an Angebot und Nachfrage anpassen. Sektorkopplung: Strom, Wärme und Mobilität wachsen technisch zusammen. Digitale Steuerungssysteme: Für mehr Effizienz, Sicherheit und Nachhaltigkeit. E-Mobilität: Ausbau der Ladeinfrastruktur in ländlichen und urbanen Räumen. Cybersecurity: Schutz kritischer Infrastrukturen wird zur Top-Priorität. Künstliche Intelligenz im Netzbetrieb: Für proaktive Wartung und intelligente Lastverteilung. Partnerschaft mit Kommunen: Für individuelle Lösungen vor Ort. All das braucht einen erfahrenen Kapitän – und mit Berg ist einer gefunden, der nicht nur Kurs halten, sondern auch neu navigieren kann. 7 Vorteile des Führungswechsels für Westenergie und die Region: Frische Impulse durch technologische Exzellenz und Digitalisierungsexpertise. Kontinuität im Wandel, da Küppers als Senior Expert weiter aktiv bleibt. Stärkung der Energiewende durch gezielten Ausbau der Infrastruktur. Erhöhte Kundennähe durch neue digitale Schnittstellen und Services. Regionale Verankerung wird vertieft durch kommunale Partnerschaften. Innovationsförderung durch Integration moderner Technologien. Mehr Versorgungssicherheit durch smarte, widerstandsfähige Netzarchitektur. Fakten & Zahlen zur Westenergie AG und dem Wechsel: Unternehmen: Westenergie AG, Tochter der E.ON SE Netzgebiete: NRW, Rheinland-Pfalz, Niedersachsen Mitarbeitende: Mehrere Tausend, inkl. Kommunalpartnern Neuer Technikvorstand: Dr. Andreas Berg (ab 1. April 2025) Vorgänger: Stefan Küppers (bis September 2025 aktiv) Netzlänge: ca. 10.000 km Strom, 9.000 km Gas Fokusbereiche: Energienetze, Digitalisierung, Elektromobilität

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Mit Wirkung zum 1. April 2025 hat der Aufsichtsrat der Süwag Energie AG Dr. Sebastian Lührs zum neuen Vorstandsmitglied bestellt. Er wird zunächst das IT-Ressort verantworten.

Mit Wirkung zum 1. April 2025 hat der Aufsichtsrat der Süwag Energie AG Dr. Sebastian Lührs zum neuen Vorstandsmitglied bestellt. Er wird zunächst das IT-Ressort verantworten. Der 45-jährige promovierte Kaufmann Sebastian Lührs startet zum 1. April 2025 als IT-Vorstand in Frankfurt/Main bei der Süwag Energie. Zum 1. Juli 2025 übernimmt er dann zusätzlich die Ressorts Finanzen, Netz, Einkauf, Recht und Revision und folgt damit auf Dr. Markus Coenen, der nach langjähriger Vorstandstätigkeit planmäßig ausscheidet und sich neuen Herausforderungen widmet. Sebastian Lührs leitet das Unternehmen dann gemeinsam mit dem langjährigen Vorstandsmitglied Mike Schuler, der Vertrieb, Erzeugung, Strategie, Personal und Kommunikation verantwortet. Lührs ist seit 2012 in verschiedenen Funktionen innerhalb der Eon-Gruppe tätig. Unter anderem leitete er mehrere Jahre die Unternehmensentwicklung der Avacon AG. Er bringe umfassende Projekt- und Führungserfahrung mit, zuletzt als Vice President im Netzbereich der Eon, hieß es in einer Unternehmensmitteilung. Hier verantwortete er bislang die strategische Steuerung und wirtschaftliche Weiterentwicklung des deutschen Netzgeschäfts. „Ich bin überzeugt, dass Sebastian Lührs die Süwag in den kommenden Jahren voranbringen und im aktuellen Zeitgeist weiterentwickeln wird“, sagte der Aufsichtsratsvorsitzende der Süwag Energie, Bernd Böddeling. „Sein unternehmerischer Tatendrang und seine strategischen Fertigkeiten werden der Süwag neue Impulse geben“, hofft Böddeling.

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Cordes wird ein Geschäftsführer der Stadtwerke Lingen

Die Stadtwerke Lingen (Niedersachsen) haben Hermann Cordes als neuen technischen Geschäftsführer verpflichtet. Er soll spätestens am 1. Oktober 2025 seine Position antreten. Die Bestellung von Hermann Cordes zum neuen technischen Geschäftsführer traf der Aufsichtsrat der Stadtwerke Lingen Ende März 2025. Die Empfehlung stammte vom Personalausschuss, und nach seiner persönlichen Vorstellung im Aufsichtsrat entschied das Gremium einstimmig. Cordes tritt an die Seite von Thorsten Schlamann, der seit 2024 kaufmännischer Geschäftsführer ist. Der 55-jährige gebürtige Meppener Hermann Cordes bringt Erfahrung in der Energiewirtschaft mit, vor allem in den Bereichen Netzgeschäft, Energie- und Wasserversorgung. Bereits in der Vergangenheit war er als Technischer Leiter für die Stadtwerke Lingen tätig, bevor er 2013 zur EWE Netz GmbH wechselte, wo er die Netzregion Ostfriesland leitete. In Personalunion wird Hermann Cordes die technische Geschäftsführung auch bei der Wirtschaftsbetriebe Lingen GmbH sowie den Windpark-Gesellschaften übernehmen. Er ersetzt den amtierenden Geschäftsführer Hans-Martin Gall, der zum 1. Juli 2025 zur Bodensee-Wasserversorgung nach Stuttgart wechselt.

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