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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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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Tischbreite 4,9 Meter, Neigungswinkel bis 70 Grad: In Österreich ist jetzt eine Aggi-PV-Anlage auf 180 Hektar in Betrieb. Dazwischen ist reichlich Platz für Landmaschinen. Das Burgenland zählt in Österreich zu Musterknaben bei der Energiewende. Photovoltaik und Windkraft sind in der Vergangenheit dort stark ausgebaut worden. Jetzt hat sich die Region in einem Fall zum Primus über die Landesgrenzen hinaus entwickelt. Das Unternehmen Sonnenbau, eine Tochtergesellschaft des Versorgers Burgenland Energie, hat in den Gemeinden Wallern und Tadten auf 180 Hektar Ackerfläche 260.000 PV-Module installiert. Die Rede ist von der größten Agri-PV-Anlage Mitteleuropas. „Das Projekt ist nicht nur aufgrund seiner Größe ein Meilenstein für Agri-Photovoltaik in Europa“, sagt Florian Roos. „Es zeigt vor allen Dingen auch auf beispielhafte Weise, wie sich ökologische Landwirtschaft, Biodiversität und Stromerzeugung miteinander verbinden lassen.“ Ross ist Chef des Montagesystem-Hersteller Schletter. Dessen Technik soll den ganzheitlichen Ansatz gewährleisten. Freie Fahrt für Landmaschinen per Knopfdruck Schletter hat das „Tracking System 2V“ verbaut. Die PV-Module sind in Ost-West-Ausrichtung montiert. Der „Tracker“ ist mit zwei Modulen im Hochkant-Format belegt, die Tischbreite beträgt 4,9 Meter. Der Wechsel von Stromerzeugung zu Ackerbau klappt per Knopfdruck: Per Smartphone oder Tablett-App kann der Landwirt das System in „Bewirtschaftungsmodus“ stellen, so Schletterer. Das Modul kann in einen Neigungswinkel von 70 Grad schwenken. Zwischen den Tischen sind dann sechs Meter frei für die Durchfahrt von Landmaschinen. „Damit erreichen wir trotz der großen Tischbreite ein sehr schlankes System, sodass über 75 Prozent der Ackerfläche landwirtschaftlich genutzt werden kann“, heißt es von Unternehmensseite. Auch der Platz unter den Modul-Tischen soll genutzt werden. Mit einer ortstypischen Saatmischung will man einen 1,6 Meter breiten Blüh- beziehungsweise Biodiversitätsstreifen mit Pflanzen und Kräutern anlegen. Zudem pflanzen die Projektmacher Hecken und Büsche. Auch den Rückbau der Technik hatten sie bereits bei der Planung im Blick. Die Anlage ist ohne Betonfundamente auf in die Erde gerammten, korrosionsgeschützten Stahlpfosten montiert. Die Pfosten könnten rückstandslos aus der Erde gezogen werden. Gegen den Trend Das Burgenland trotz mit der Anlagen dem PV-Trend im vergangenen Jahr. Wie der Branchenverbands „Photovoltaic Austria“ (PV Austria) im November mitteilte, verlor der Ausbau in Österreich 2024 stark an Dynamik. Für das dritte Quartal verzeichnete die Organisation einen Einbruch um 40 Prozent gegenüber dem Vergleichzeitraum 2023. Den gesamte Zubau 2024 taxierte der Verband auf rund 1.600 MW – 30 Prozent weniger als im Vorjahr. Die installierte Gesamtleistung gab PV-Austria mit 6.300 MW an. Bis 2040 müsste die Leistung auf 41.000 MW steigen, wenn die bis dahin die angestrebte Klimaneutralität erreicht werden soll. Um dem rückläufigen Ausbau gegenzusteuern, haben die Branchenvertreter eine „Zukunftsagenda“ erarbeitet.

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Das Land Baden-Württemberg fördert die grüne Wende im ÖPNV der Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm mit 24,6 Millionen Euro. Finanzspritze zur Elektrifizierung des Busverkehrs in Ulm und Neu-Ulm: Der baden-württembergische Verkehrsminister Winfried Hermann (Grüne) hat an die Stadtwerke Ulm / Neu-Ulm (SWU) einen Förderbescheid über 24,6 Millionen Euro übergeben. Das Geld soll in E-Busse und Ladeinfrastruktur fließen. Die Stadtwerke wollen damit zwei Buslinien elektrifizieren und den Betriebshof für die Verkehrswende modernisieren. Auf der Agenda stehen nach Angaben des kommunalen Unternehmens der Umbau der Werkstatt, der Bau eines Bus-Ports mit Ladetechnik, die Errichtung eines Havarie-Platzes und die Einführung eines intelligenten Lademanagement-Systems. Darüber hinaus soll etwa am Busbahnhof (ZOB) Ulm und an der Uni Süd Ladeinfrastruktur entstehen. Die Bauarbeiten für die Ladeinfrastruktur auf dem Betriebshof und an den Haltestellen starteten bereits im Herbst 2023, wie die Stadtwerke mitteilen. Die Fertigstellung des Projekts sei für Ende 2026 geplant. Beantragt hatte das Unternehmen als Baukosten gut 29 Millionen Euro. Dank intensiver Zusammenarbeit zwischen den Stadtwerke-Mitarbeiterinnen und -Mitarbeitern und den städtischen Dienststellen habe die Förderung zügig beantragt werden können. Der Zuschuss des Landes ergibt sich aus einer Förderquote von 75 Prozent und einem Planungskosten-Zuschuss von 10 Prozent. „Aufgrund seiner vielen Anhöhen ist in Ulm ein besonders ausgeklügeltes System von Ladesäulen nötig. Daher fördern wir das Projekt mit einem erhöhten Fördersatz von 85 Prozent“, sagte Minister Hermann bei der Übergabe des Bescheids und sprach von einer guten Investition für den Klimaschutz. Klaus Eder, Geschäftsführer der SWU, erwiderte: „Dieser Förderbescheid ist ein enormer Vertrauensbeweis in unsere Planungen und ein klares Signal für die Zukunftsfähigkeit des Nahverkehrs in Ulm und Neu-Ulm.“ Ohne diese Unterstützung wäre „ein solches Vorhaben nicht möglich“.

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Bei dem jetzt von der EU-Kommission genehmigten italienischen Förderprogramm handelt es sich um eine dem deutschen EEG vergleichbare Regelung, mit der der Bau von neuen Anlagen finanziert werden soll, „die auf Grundlage innovativer und noch nicht ausgereifter Technologien betrieben werden“. Dazu zählt die Kommission Erdwärme, Offshore-Windkraft, thermodynamische und schwimmende (Floating PV) Solaranlagen, Gezeiten- und Wellenkraftwerke sowie Erdgas und Biomasse. Die Anlagen sollen die italienische Erzeugungskapazität um 4.590 MW erhöhen. Die Maßnahmen müssen bis Ende 2028 angemeldet werden. Die Finanzierung wird durch eine Abgabe sichergestellt, die von den Endverbrauchern erhoben wird. Die Förderung erfolgt in der Form von sogenannten Differenzverträgen (CfD). Dabei wird der Basispreis („strike price“) pro kWh in einer Rückwärtsauktion ermittelt. Den Zuschlag für die Förderung erhält der Bieter, der den niedrigsten Garantiepreis verlangt. Er muss seinen Strom auf dem Markt verkaufen. Erhält er dort weniger als den Basispreis, gleicht der italienische Staat die Differenz aus. Erhält er mehr als den Basispreis, muss er die Differenz an den Staat abführen. Solche „zweiseitigen CfD“ sind nach dem neuen EU-Strommarktdesign, das in den kommenden Monaten in Kraft tritt, die einzige Form der Förderung für die Erneuerbaren und andere emissionsarme Energien. Die italienische Regierung kann dafür in den nächsten 20 Jahren „bis zu 35,3 Milliarden Euro“ ausgeben. Pro Jahr sind das im Durchschnitt 1,76 Milliarden Euro. Dabei ist ungeklärt, ob eventuelle Rückzahlungen von der verausgabten Summe wieder abgezogen werden und erneut für eine Förderung zur Verfügung stehen. Das Förderprogramm trage dazu bei, dass Italien seine Ziele im Rahmen der europäischen Klimapolitik erreiche, ohne dass der Wettbewerb über Gebühr beeinträchtigt werde, sagte Wettbewerbskommissarin Margrethe Vestager zur Begründung. Die Regelung gewährleiste langfristige Preisstabilität für die Erzeuger erneuerbarer Energien und verhindere eine Überkompensation. Sie trage zur Entwicklung „innovativer und noch nicht ausgereifter Technologien“ und zur Umsetzung strategischer Ziele der EU bei. Das Programm sei insofern „erforderlich, geeignet und angemessen“, um die notwendigen Investitionen zu mobilisieren. Ohne den Anreizeffekt würden diese Investitionen nicht im erforderlichen Umfang getätigt. Die positiven Auswirkungen der Förderung überwögen deswegen etwaige Wettbewerbsverzerrungen. MBI/tow/6.6.2024

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Die Cuxhavener PNE AG hat ihr US-Geschäft verkauft. Der Erlös, über dessen Höhe Stillschweigen vereinbart wurde, soll das Wachstum als unabhängiger Stromversorger finanzieren. Das börsennotierte Grünenergie-Unternehmen PNE AG aus Cuxhaven hat nach eigenen Angaben vom 6. Juni sein US-Geschäft an den US-amerikanischen Investor Lotus Infrastructure Partners verkauft. Der Mitteilung zufolge umfasst dies sowohl die Gesellschaft PNE USA, Inc. mit Sitz in Chicago als auch die Projektpipeline und die Beschäftigten. Diese besteht derzeit aus 18 Windenergie-, Photovoltaik und Energiespeicher-Projekten mit einer Gesamtleistung von mehr als 3.000 MW in verschiedenen Entwicklungsphasen. Über den Kaufpreis, auf den Lotus Infrastructure eine Anzahlung geleistet hat, haben die Parteien Stillschweigen vereinbart. Das Gros der weiteren Zahlungen ist erfolgsabhängig, je nach Projektfortschritten. Mit Abschluss der Transaktion ist der Windparkprojektierungs-Pionier PNE, dessen Vorläufer 1995 von Norbert Plambeck gegründet worden war, laut Antwort auf eine Frage der Redaktion nur noch in 14 Ländern in Europa, Afrika und Asien tätig. PNE kündigte an, den Verkaufserlös in die Umsetzung der Unternehmensstrategie „Scale up 2.0“ zu investieren. Diese sieht eine technologische und geografische Verbreiterung der Geschäftstätigkeiten vor, unter anderem einen massiven Ausbau des Eigenportfolios in Europa. „Wir können uns nun auf das weitere Wachstum als Independent Power Producer (IPP) in Europa konzentrieren“, erklärte der scheidende CEO Markus Lesser. US-Großbank ist größter Aktionär PNE ist an der Frankfurter Börse notiert und Mitglied der Börsenindizes S-Dax und Tec-Dax. Größter Aktionär ist mit gut 44 Prozent die US-Investmentbank Morgan Stanley. Auch den Rest der 76,6 Millionen Aktien halten Finanzinvestoren. Ende Mai genehmigten sich die Aktionäre erneut insgesamt 8 Ct Dividende und Sonderdividende pro Aktie, insgesamt 6 Millionen Euro. Der Rest des 2023er-Bilanzgewinns von 273 Millionen Euro wird auf Rechnung vorgetragen, bleibt also im Unternehmen. Nach dem ersten Quartal 2024 bestätigte PNE sein Ziel, in diesem Jahr einen operativen Gewinn von 40 bis 50 Millionen Euro zu erwirtschaften. 2023 waren es knapp 40 Millionen Euro gewesen. Im Folgequartal sank der operative Gewinn vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (Ebitda) leicht auf 8,5 Millionen Euro. Unterm Strich stand im Zeitraum Januar bis März 2024 pro Aktie ein unverwässerter Verlust von 6 Ct (erstes Quartal 2023: minus 8 Ct).

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Nachdem die Verhandlungen mit der EU-Kommission zur Kraftwerksstrategie weiter anhalten, plädiert der Branchenverband BEE dafür, andere flexible Anlagen voranzubringen. Da konkrete Ausschreibungen für Kraftwerke nach Angaben der Bundesnetzagentur wohl in diesem Jahr nicht mehr kommen werde, setzt sich der BEE dafür ein, „bestehenden beziehungsweise schnell ausweitbaren heimischen Kapazitäten der flexibel steuerbaren Anlagen (Erneuerbare, Speicher und Sektorenkopplung) jetzt mit einfachen Gesetzesänderungen voranzubringen“, wie es in einer Verbandsmitteilung heißt. „Der Spatz in der Hand wartet darauf, gefüttert zu werden. Das geht schneller, als auf die Taube auf dem Dach zu warten. Denn im Falle der H2-ready-Gaskraftwerke benötigt die Klärung beihilferechtlicher Fragen mit der EU-Kommission offenbar mehr Zeit“, so BEE-Präsidentin Simone Peter. Um die Lücke schließen, die nach der Halbierung der Kraftwerksstrategie auf 10.000 MW Leistung entstanden ist, fordert der BEE die kombinierte Betrachtung von Kapazität und Flexibilität. „Die Kapazitäten, die künftig über die zehn Gigawatt gebraucht werden, müssen bereits heute als dringend benötigte Flexibilitätsoptionen aufgebaut werden“ erklärte Peter. Das aktuelle Strommarktdesign sei den wachsenden Herausforderungen, die mit der Entfesselung von Wind- und Solarenergie und damit ihrer systemsetzenden Rolle im Strommarkt einhergehen, nicht gewachsen. Statt Wind- und Solarstrom abzuregeln, weil der Ausbau der Netze weiter stockt, brauche es flexibel steuerbare Kraftwerke, die den Ausgleich gewährleisten. Hierfür stünden schon heute zigtausend Bioenergie- und Wasserkraftanlagen zur Verfügung. „Auch Speicher und Sektorenkopplungsanlagen kommen schnell hinzu, wenn entsprechende Anreize gesetzt werden. Ihre dezentrale Verfügbarkeit sei gleichzeitig ein Garant für Systemdienlichkeit, wie sie in den Eckpunkten der Kraftwerksstrategie gefordert wird. „Zudem sind heimische Wertschöpfung, Resilienz und Bezahlbarkeit mit diesem Erneuerbaren-Anlagenpark verbunden“, so Peter. Damit werde die weitere Dekarbonisierung und die Stromversorgungssicherheit gleichzeitig gewährleistet und Kosten gegenüber zusätzlichen H2-ready-Gaskraftwerken gespart. Der BEE hatte im April ein Thesenpapier vorgelegt, in dem er empfiehlt, die Flexibilitätsoptionen im Energiesystem ganzheitlich zu prüfen und bereits vorhandene erneuerbare Potenziale zu nutzen. Allein der bestehende Biogasanlagenpark kann nach den Erkenntnissen des Verbandes bei Umrüstung auf eine flexible Fahrweise zwischen 18.000 bis 27.000 MW gesicherte flexible Leistung bereitstellen. Eine Weiterentwicklung der Vergütungsstruktur im EEG, etwa der Flexibilitätsprämie, wäre hierfür notwendig. Im Bereich der Speicher wird die Absenkung der Stromnebenkosten von Stromspeichern als wirksame Maßnahme gesehen. Kleine, netzdienliche Elektrolyseure könnten zudem erheblich zur Netzstabilität und zur Senkung von Netzkosten beitragen. Das gelte auch für stetig verfügbare, planbare und flexibel steuerbare Wasserkraft. „Der erneuerbare Energiemix ist hier und heute nutzbar. Gesetzliche Anpassungen können zügig für weitere Kapazität und neue Flexibilität sorgen,” betonte Peter.

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Das BSH geht über die gesetzlichen Offshore-Ausbauziele hinaus: Es will bis 2037 etwa 60.000 MW ausweisen. Dabei betritt die maritime Bundesbehörde BSH auch rechtlich mehrfach Neuland. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) hat in der planungsrechtlichen Absicherung des nationalen Offshore-Windkraftausbaus die gesetzlichen Ziele vorgezogen: Die zentrale maritime Behörde des Bundes veröffentlichte am 7. Juni den „Entwurf“ des Flächenentwicklungsplans (FEP) für die Ausschließliche Wirtschaftszone innerhalb der deutschen See. Demnach reicht der Planungshorizont nun bis 2037 statt 2030, und für das Zieljahr werden Flächen, Inbetriebnahme-Jahre, Ausschreibungsjahre und Netzanschlüsse für insgesamt etwa 60.000 MW ausgewiesen. Derzeit sind 8.460 MW Windenergie-Leistung offshore in Betrieb. Das gesetzliche Ziel für 2035 lautet 40.000 MW. Die neue Flächenfestlegung des BSH für jenes Jahr beläuft sich demgegenüber auf 50.000 MW. Der „Entwurf“ ersetzt den „Vorentwurf“ des FEP, den das BSH im September 2023 veröffentlicht hatte (wir berichteten). Er wird jetzt bis Juli / August öffentlich konsultiert, sodass ihn das BSH nach Abarbeitung aller Einwendungen am Jahresende in Kraft setzt. Bisher gilt der FEP von Januar 2023 (wir berichteten). Berufung auf ein unfertiges Gesetz Das BSH betritt mit der neuen Fortschreibung des FEP in mehrerlei Hinsicht rechtliches Neuland: So sind 36.000 MW der 60.000 MW sowie Netzinfrastruktur-Gebiete für 2037 erstmals sogenannte Beschleunigungsflächen. Das bedeutet, dass deren Genehmigung erleichtert wird. Die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) findet dort nicht mehr pro Baugenehmigung im Auftrag des Projektierers statt, sondern bereits zuvor durchs BSH in der raumordnerischen Planung für alle Beschleunigungsflächen auf einmal (Strategische Umweltprüfung, SUP). Der Bundesverband Windenergie Offshore, der im Wesentlichen die Betreiber versammelt, fordert die Beibehaltung des alten Systems, wenigstens als Kann-Bestimmung (wir berichteten). Dabei geht es vor allem um den Arten- und Gebietsschutz. Das BSH wählte für das beschleunigte Verfahren nach eigenem Bekunden Flächen aus, von denen „voraussichtlich keine erheblichen Umweltauswirkungen zu erwarten sind“. Die EU-rechtliche Grundlage für die Beschleunigungsflächen ist die Erneuerbaren-Richtlinie RED III (2018/2001). Das nationale Umsetzungsgesetz hierzu steckt aber, was den Offshorewind-Ausbau angeht, noch im parlamentarischen Verfahren. Das Kabinett hatte es im März eingebracht. Die Festlegungen stehen daher auch unter parlamentarischem Vorbehalt. Zudem schafft der FEP-Entwurf − nächstes Neuland − erste Grundlagen, um zu einem vermaschten Offshore-Stromnetz mit den Nachbarländern zu gelangen. Zu diesem Zweck legt er die Baumaßnahmen für eine Vernetzung der Konverterplattformen, die bereits im Netzentwicklungsplan genehmigt sind, fest und weist grenzüberschreitende Kabeltrassen in die Nachbarländer aus. Potenzialflächen aus einer Schifffahrtsroute Für das gesetzliche Klimaneutralitätsjahr Deutschlands, 2045, zu dessen Erreichung dann 70.000 MW in den eigenen Meeren installiert sein sollen, hat das BSH weitere „Potenzialflächen“ festgelegt. Dafür wurde vor allem die Schifffahrtsroute SN10 verkleinert, die direkt zwischen der dänischen und holländischen See verläuft. Zum Sinn des Entwurfs erklärte Wirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne), die Offshore-Windenergie sei „auch langfristig eine Säule bei der Transformation des Energiesystems“. Der FEP schaffe „Planungs- und Investitionssicherheit“ und leiste einen Beitrag zum Aufbau nachhaltiger Lieferketten. Das BSH ist dem von Volker Wissing (FDP) geführten Verkehrsministerium zugeordnet.

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Zukunft der Energie: Dezentralisierung und Solaranlagen als Schlüssel zur Kostenreduktion und Netzstabilität

Die Diskussion um den Ausbau von Solaranlagen und dessen Einfluss auf die Kosten der Stromnetze in Deutschland nimmt an Intensität zu. Einerseits hat Deutschland seine Ausbauziele für Photovoltaik übertroffen, was die Transformation zur nachhaltigen Energieversorgung vorantreibt. Andererseits führt der schnelle Zubau von Solaranlagen zu steigenden Kosten für die Stromnetze, was einige Kritiker dazu veranlasst, eine Begrenzung des Zubaus zu fordern​​. Ein interessanter Aspekt in dieser Debatte ist der Vorschlag zur Dezentralisierung der Stromnetze. Durch die Schaffung von dezentralen Stromspeicherlösungen und sogenannten Microgrids, also kleinen, autarken Stromnetzen, könnte eine höhere Unabhängigkeit von zentralisierten Stromquellen erreicht werden. Dies würde nicht nur die Zuverlässigkeit des Stromnetzes verbessern, sondern auch die Flexibilität im Verbrauch erhöhen, indem sich der Verbrauch flexibel an die Erzeugung anpasst. Virtuelle Kraftwerke, die aus einer Vielzahl von dezentralen Energieerzeugern und -speichern bestehen, könnten Schwankungen im Stromnetz ausgleichen und dadurch die Versorgungssicherheit erhöhen. Solche innovativen Ansätze können die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen reduzieren und gleichzeitig die Kosten für den Netzausbau senken, indem sie auf teure Übertragungsleitungen verzichten​​. Die Dezentralisierung des Strommarktes bietet auch die Chance, dass Bürgerinnen und Bürger selbst zu Energieproduzenten werden und somit die Demokratisierung der Energieversorgung vorantreiben. Die Verteilung der Energieproduktion auf viele kleine Einheiten kann erneuerbare Energien besser nutzen und die Abhängigkeit von zentralen Kraftwerken reduzieren. Zudem fördern dezentrale Netze die lokale Wertschöpfung und schaffen neue Arbeitsplätze in der Energiebranche​​. Diese Diskussion zeigt, dass die Frage nach der Begrenzung des Zubaus von Solaranlagen nicht isoliert betrachtet werden sollte. Vielmehr ist es wichtig, innovative Lösungen wie die Dezentralisierung der Stromnetze und die Nutzung intelligenter Energiemanagement-Systeme zu fördern, um die Energiewende effizient und kosteneffektiv zu gestalten. Die Dezentralisierung und der Einsatz moderner Technologien könnten Schlüssel zur Lösung der Herausforderungen sein, die mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien verbunden sind.

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Das LNG-Terminal Mukran auf Rügen hat seinen Probebetrieb aufgenommen! Ein wichtiger Schritt für Deutschlands Energiezukunft:

Das LNG-Terminal Mukran auf der Ostseeinsel Rügen ist ein beeindruckendes Beispiel für Deutschlands Bestrebungen, die Energieversorgung zu diversifizieren und zu sichern. Die Inbetriebnahme dieses Terminals markiert einen wichtigen Meilenstein in der Energieinfrastruktur des Landes, besonders vor dem Hintergrund globaler Energieunsicherheiten. Hier sind sieben Gründe, warum dieses Projekt nicht nur für die Energiebranche, sondern auch für Industrie und Wirtschaft von großer Bedeutung ist: Sicherung der Energieversorgung: In Zeiten politischer und wirtschaftlicher Unsicherheiten bietet das Terminal eine zusätzliche Quelle für Erdgas, was die Abhängigkeit von einzelnen Lieferländern reduziert. Flexibilität im Energieimport: Durch die Möglichkeit, LNG (Liquefied Natural Gas) weltweit zu beziehen, erhöht Deutschland seine Flexibilität und Unabhängigkeit in der Energieversorgung. Unterstützung der Energiewende: Das Terminal kann als Brückentechnologie dienen, indem es eine zuverlässige Energiequelle bereitstellt, während der Anteil erneuerbarer Energien weiter ausgebaut wird. Regionale Wirtschaftsförderung: Die Errichtung und der Betrieb des Terminals schaffen Arbeitsplätze in der Region und fördern lokale Wirtschaftskreisläufe. Beitrag zur Emissionsreduktion: LNG ist im Vergleich zu Kohle eine sauberere Brennstoffoption, die hilft, CO2-Emissionen im Energiebereich zu senken. Erhöhung der Speicherkapazitäten: LNG-Terminals erhöhen die Speicherfähigkeit für Erdgas in Deutschland, was für die Versorgungssicherheit während der Wintermonate oder bei Lieferausfällen kritisch ist. Stärkung der internationalen Energiekooperationen: Das Terminal erleichtert den Import von LNG aus verschiedenen Weltregionen und stärkt damit Deutschlands Position in internationalen Energiekooperationen. Das LNG-Terminal Mukran ist also weit mehr als nur ein Infrastrukturprojekt; es ist ein strategisches Asset, das Deutschland hilft, seine Energieversorgung zu sichern, die Wirtschaft zu stärken und die Umweltbelastung zu reduzieren. Mit dem Beginn des Probebetriebs am 24. Februar 2024 setzt Deutschland ein klares Zeichen für seine Zukunftsfähigkeit und seinen Anspruch, eine führende Rolle in der globalen Energiewende zu spielen​​.

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Steigende Netzentgelte: Ein Strompreisphänomen und seine Auswirkungen

Wer hätte gedacht, dass das Thema Netzentgelte so spannend sein könnte? Nun, wenn Sie jeden Monat Ihre Stromrechnung begutachten, könnten Sie bald merken, warum es so wichtig ist. Die Netzentgelte steigen nämlich um satte 25 Prozent, und das ist keine Kleinigkeit. Aber was bedeutet das eigentlich für Sie und mich? Ganz einfach: teils höhere Stromrechnungen. Einige Bundesländer werden von den neuen Strompreisen besonders getroffen​​. Aber warten Sie, es gibt noch mehr! Während wir uns alle ein grüneres, nachhaltigeres Energieversorgungssystem wünschen, stellt sich die Frage: Wann führt der Ausbau erneuerbarer Energien zu niedrigeren Strompreisen? Durch den verstärkten Einsatz von Windkraft und Solaranlagen soll der Strom nicht nur grüner, sondern auch günstiger werden. Experten sind sich einig, dass dieser Wandel notwendig und langfristig auch finanziell vorteilhaft für die Verbraucher sein wird​​. Doch kommen wir zu den wirklich spannenden Punkten – den Vorteilen dieser Entwicklung und konkreten Anwendungsbeispielen im Energiesektor und der Industrie: Kostensenkungen langfristig möglich: Durch den Ausbau erneuerbarer Energien könnten die Stromkosten mittel- bis langfristig sinken, was die Betriebskosten in der Industrie reduziert. Stärkere Netzstabilität: Die Einführung smarter Netze und Technologien zur besseren Integration erneuerbarer Energien kann zu einer erhöhten Stabilität des Stromnetzes führen. Förderung der Elektromobilität: Niedrigere Strompreise und verbesserte Netzinfrastrukturen können die Elektromobilität weiter vorantreiben und somit einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutz leisten. Innovationsantrieb: Die Notwendigkeit, die Netze für erneuerbare Energien zu optimieren, fördert Innovationen in Technologie und Energiemanagement. Dezentrale Energieerzeugung: Die steigenden Netzentgelte könnten den Ausbau dezentraler Energieerzeugung, wie z.B. Solaranlagen auf Firmendächern, attraktiver machen. Energieunabhängigkeit: Langfristig kann der Ausbau erneuerbarer Energien zu einer größeren Energieunabhängigkeit führen, was besonders für energieintensive Industrien von Vorteil ist. Nachhaltigkeitsziele erreichen: Unternehmen, die aktiv in erneuerbare Energien investieren, können ihre Nachhaltigkeitsziele leichter erreichen und gleichzeitig von staatlichen Förderungen profitieren. Obwohl die Netzentgelte steigen, eröffnet der Wandel hin zu einer grüneren Energieversorgung zahlreiche Chancen. Von langfristigen Kosteneinsparungen über eine stabilere Energieversorgung bis hin zu innovativen Technologien – die Energiewende ist nicht nur eine ökologische, sondern auch eine ökonomische Chance für den Energiesektor und die Industrie.

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Das Steuern im Verteilnetz gilt als einer der wesentlichen Erfolgsfaktoren für die Energie- und Mobilitätswende. Doch dafür müssen wesentliche Voraussetzungen erfüllt sein. Nach der Festlegung der Bundesnetzagentur zum Steuern von Verbrauchsanlagen müssen die Verteilnetzbetreiber nun deren Vorgaben umsetzen. Simon Koopmann sieht dafür zwei entscheidende Voraussetzungen: Zum einen benötigen die Netzbetreiber ein gutes Abbild des Netzes – einen digitalen Zwilling. „Zum anderen müssen Messdaten erfasst werden, etwa an den Abgängen der Ortsnetzstationen, die dann mit dem Netzmodell verknüpft werden“, sagt der Geschäftsführer der Eon-Tochtergesellschaft Envelio im Gespräch mit E&M. Nur so könne überhaupt erst einmal der Netzzustand ermittelt werden, von dem aus man dann auf mögliche Steuerhandlungen oder Ausbaumaßnahmen schließen kann. Eine wesentliche Herausforderung dabei sei die Erfassung der Daten, die häufig in isolierten Systemen liegen, die zum Teil schon vor Jahrzehnten implementiert wurde und deshalb auch nicht „rechenfähig“ seien. Allerdings waren die Netzbetreiber nach Koopmanns Erfahrung in den vergangenen Jahren nicht untätig. „Eine ganze Reihe von ihnen ist schon seit mehreren Jahren dabei, digitale Zwillinge aufzubauen“, weiß der Chef von Envelio, das nach eigenen Angaben mit seinem Kundenstamm und seinen Smart-Grid-Produkten rund 45 Prozent der deutschen Mittel- und Niederspannungsnetze abdeckt. Die Echtzeitüberwachung der Niederspannungsnetze sei in den meisten Fällen noch in einer Pilotphase. Einige der Netzbetreiber, so berichtet Koopmann, nutzen solche Modelle allerdings schon produktiv für andere Zwecke, wie etwa die Automatisierung der Anschlussprüfung. „Die große Herausforderung wird jetzt sein, das Teststadium hinter sich zu lassen und die Modelle zu skalieren“, betont er. Echtzeitüberwachung meist noch in der Pilotphase Im Gespräch erläutert er, dass die Schnittstellen zwischen den einzelnen Systemen eine große Herausforderung sind, das eigene Produkt – eine Smart-Grid-Plattform – mit seiner Bibliothek an Datenintegrationsmodulen allerdings eine Lösung dafür darstellt. Individuelle Schnittstellen zu bauen, sei damit nicht notwendig. „Dass alle Verteilnetzbetreiber ihre Daten in einem Standardformat zur Verfügung haben und zur Verfügung stellen, ist nun mal nicht die Realität. Deshalb haben wir uns der Realität angepasst“, so Koopmann. Wenn die Daten zusammengetragen und verknüpft sind, muss auch eine Handlungsanweisung oder -empfehlung, gegebenenfalls die Steuerung von Verbrauchern, erfolgen. Dann werden die Steuersignale generiert und an den Messstellenbetreiber übermittelt. „Im betroffenen Netzgebiet kann es aber mehrere Messstellenbetreiber geben, weil es ja grundsätzlich eine wettbewerbliche Funktion ist. Deshalb musste hier eine Standardschnittstelle, die sogenannte Edifact API beziehungsweise BDEW API, geschaffen werden, an deren Entwicklung wir auch beteiligt waren“, erläutert Koopmann. Diese Standardschnittstelle sei jedoch erst mit der Festlegung der Bundesnetzagentur abschließend definiert worden. Dies ist nach seiner Ansicht auch ein wesentlicher Grund, warum offensichtlich noch kein Netzbetreiber die Steuersignale erzeugen und verschicken kann. „Denn wenn man sauber nach § 14a EnWG bei einer entsprechenden Netzsituation steuern möchte, muss man über diese Schnittstelle gehen“, so Koopmann. Da es die klassische Leitwarte nur auf der Hochspannungs- und zum Teil noch auf der Mittelspannungsebene gibt, muss das Steuersignal an anderer Stelle generiert werden. „Wir reden hier über eine neue Lösung, die perspektivisch zu einem Niederspannungsleitsystem entwickelt wird“, erklärt der Envelio-Geschäftsführer.

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In Nürnberg kommt bei zwei Spitzenlastkraftwerken testweise hydriertes Pflanzenöl zum Einsatz. HVO heißt der Zauberstoff, mit dem Uniper die beiden Kraftwerksblöcke am Standort Franken in Nürnberg teilweise mit klimaneutralem Brennstoff betreiben will. HVO steht für Hydrotreated Vegetable Oil zu Deutsch hydriertes Pflanzenöl und hat – je nach Aufbereitung – die gleichen chemischen Eigenschaften wie Heizöl oder Diesel. Der Vorteil: Das HVO wird aus grünem Abfall gewonnen. Uniper testet in den beiden Anlagen den grünen Energieträger als Alternative zu Erdgas und Heizöl. Wie Uniper mitteilte stammt eine Anlage aus dem Jahr 1973 und kommt auf 373 MW, die andere wurde 1976 mit einer Leistung von 440 MW fertiggestellt. Ausgelegt sind die Kraftwerke auf Erdgas. „Im Bedarfsfall können die Anlagen auch mit leichtem Heizöl betrieben werden“, so Uniper. Aufgrund der hohen Brennstoffpreise für Gas und Öl „kommt Franken nur als Spitzen- und Reservekraftwerk zum Einsatz“. Die Anlagen laufen nur wenige Stunden im Jahr, mit wenigen Starts. Seit 2022 testen die Ingenieure den Einsatz von HVO. „Im Zuge der Tests haben wir die gesamte Heizöl-Infrastruktur auf HVO umgestellt und verschiedene Lastfälle untersucht“, so Kraftwerksleiter Stefan Ritter. Die Ergebnisse sind laut Uniper vielversprechend, vor allem, weil keine verfahrenstechnischen Anpassungen nötig sind. HVO doppelt so teuer wie Heizöl Nun soll hydriertes Pflanzenöl weiter in den Kesseln erprobt werden. „Block 1 hat 20 Brenner. Wir werden versuchen, zwei Ebenen mit HVO zu fahren, das sind dann acht Brenner“, erklärt Ritter. Dabei will das Team weiter testen, wie sich die Verbrennung in einem Großkessel verhält. Bisher zeigten die Tests mit HVO sehr positive Resultate. Beim Test seien alle Emissionsgrenzwerte eingehalten. Darüber hinaus scheinen nach aktuellen Erkenntnissen auch die Stickoxide geringer als bei fossilen Brennstoffen. Technisch steht dem Einsatz vom HVO also wenig im Weg. Anders sieht es bei der Wirtschaftlichkeit aus. „HVO ist aktuell ungefähr doppelt so teuer wie Heizöl“, so Ritter. Der Markt müsse sich hier erst noch entwickeln. „Trotzdem wird HVO wohl nie so günstig werden wie Gas oder Öl.“ Allerdings könnte laut dem Kraftwerksleiter die Politik helfen. Eine höhere Bepreisung von CO2 würde Projekte mit HVO attraktiver machen, „denn die preisliche Lücke zwischen den grünen und fossilen Brennstoffen wird dadurch geringer.“

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ELEKTROFAHRZEUGE. Um die Kunden an der Ladesäule kämpfen nicht mehr nur Energieanbieter.  Fahrzeughersteller, Ladesäulenbetreiber und Einzelhändler stoßen dazu, zeigt eine Ladeservice-Studie von Uscale. Das Stuttgarter Marktforschungsunternehmen Uscale hat im August vergangenen Jahres insgesamt 2.758 Elektromobilisten aus Deutschland, Österreich und der Schweiz nach ihren Nutzungsgewohnheiten zum Stromladen befragt. Die Marktforscher führen diese Erhebung seit fünf Jahren einmal jährlich durch, um Trends beim Markthochlauf der Elektromobilität zu beleuchten. Im Mittel beziehen die Elektromobilisten den Ladestrom für ihr Fahrzeug im (halb)öffentlichen Raum. Zum Hintergrund: Anders als beim Tanken können sie unabhängig vom Betreiber der Ladesäule frei wählen, von welchem Anbieter sie den Strom an der Ladesäule kaufen. Trotz des aktuell laufenden Ausbaus der Ladeinfrastruktur vertraut laut Uscale kaum ein E-Auto-Fahrer darauf, mit nur einem Ladeanbieter sicher unterwegs laden zu können. Im Durchschnitt nutzen Elektromobilisten 3,2 Ladestrom-Anbieter. Das ist weniger als noch 2022 (3,9 Anbieter). Ein wesentliches Fazit, das die Autoren aus ihrer Studie ziehen: Ladestrom für Elektrofahrzeuge zu verkaufen ist kein Privileg allein mehr von Energieanbietern. Auch Automobilhersteller, Ladesäulenbetreiber, Mineralölkonzerne und andere drängen in diesen schnell wachsenden Markt. „Das Rennen im Lademarkt ist noch lange nicht ausgemacht“, schlussfolgert Axel Sprenger aus den Ergebnissen der Befragung. Der Gründer und Geschäftsführer von Uscale ergänzt: „Neben den Energieanbietern und Fahrzeugherstellern dürften Mineralölfirmen und Einzelhändler wegen ihrer Standortvorteile noch stärker als bislang in den Markt drängen.“ Ladestrom-Wettbewerb zieht an Mit Verweis auf Branchenexperten beziffert Uscale die Zahl der Ladeservice-Anbieter aktuell auf über 1.000. Entsprechend lebhaft sei der Wettbewerb um Kunden und die Kundenbindung für (halb)öffentlichen Ladestrom. Das Marktvolumen für PKW-Ladestrom im öffentlichen Bereich in Deutschland schätzen die Marktbeobachter auf rund 20 Milliarden Euro pro Jahr. Sie gehen davon aus, dass sich mit dem Ausbau der Ladeinfrastruktur und dem Markteintritt weiterer Anbieter der Wettbewerb um die Ladekunden verschärfen wird. Für die Anbieter gelte es in dem noch jungen Markt die „richtige Kombination aus Abdeckung, Komfort und Preis“ zu finden, heißt es aus Stuttgart. Unter den öffentlichen Ladestromanbietern zeigt die Studie zwei klare Sieger: EnBW mobility+ und sein Partnerangebot ADAC eCharge sind trotz eines Rückgangs ihres Marktanteils auf 33 Prozent immer noch meistgenutzter Anbieter im deutschsprachigen Raum. Die Fahrzeughersteller konnten ihren Marktanteil im Vergleich zum Vorjahr deutlich steigern und kommen nun zusammen auf einen Marktanteil von 32 Prozent. Die restlichen 35 Prozent des Marktes teilen sich die übrigen Anbieter. Dazu zählen Energieversorger, Lade-Roaming-Anbieter, Ladesäulenbetreiber, Einzelhändler und Mineralölgesellschaften. Die Verteilung der Ladeservice-Anbieter auf dem Markt in der DACH-Region im Vergleich zu 2022 (zum Vergrößern bitte auf das PDF klicken) Quelle: Uscale GmbH Relativ geringe Wechselbereitschaft Ein weiteres Ergebnis der jährlichen Befragung: Die Kunden erweisen sich, was die Wahl ihres präferierten Ladestrom-Anbieters angeht, als sehr treu. Trotz der deutlich gestiegenen Strompreise war die Wechselbereitschaft der Nutzer vergleichsweise gering: Nur 21 Prozent wechselten ihren Anbieter. Wurde gewechselt, so waren die Preissteigerungen insbesondere in den DC-Ladetarifen zu 70 Prozent der genannte Hauptgrund. Bei der Wahl des bevorzugten eSMP (e-Mobility-Service-Provider)-Angebots zählten im zurückliegenden Jahr zu den wichtigsten Kriterien die Netzabdeckung im Inland, die Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit des Ladeangebots sowie der günstigste DC-Schnellladetarif. Geht es um die Autorisierung und das Bezahlen an der Ladesäule, dominiert laut der Befragung die Ladekarte beziehungsweise der Ladechip. Der Anteil der E-Auto-Fahrer, die ihren Ladestrom ad-hoc − sprich, ohne Vertragsbindung laden − liegt bislang bei nur 2 Prozent. Als Grund für die geringe Ad-hoc-Nutzung wird zumeist der höhere kWh-Preis genannt, gefolgt von noch mangelnder Verfügbarkeit der Bezahlmethode und der fehlenden Transparenz zu Preisen und Ladehistorie. Beim Ad-hoc-Zahlen mit dem Smartphone kommen noch Probleme mit der unvollständigen Netzabdeckung in Deutschland sowie technische Probleme dazu. Erstaunlich: Bedenken im Hinblick auf den Datenschutz spielen keine nennenswerte Rolle. Die Ergebnisse seiner „eMobility Ladeservice-Anbieter-Studie 2023“ hat Uscale auf seiner Internetseite in einer 15-seitigen Präsentation zusammengefasst.

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Der Ausbau der erneuerbaren Energien hat sich im vergangenen Jahr weiter beschleunigt aber nicht genug, um die global anvisierten Ziele sicher zu erreichen. Nach dem jüngsten Bericht der Internationalen Energieagentur (IEA) in Paris stiegen die Kapazitäten zur Nutzung erneuerbarer Energien 2023 um 14 Prozent auf rund 4 200.000 MW. Von der Gesamtkapazität entfielen 90 Prozent auf die zwanzig größten Industrie- und Schwellenländer, die G20. Es war das schnellste bisher verzeichnete Wachstum. Drei Viertel des Zuwachses entfielen auf Photovoltaik-Anlagen. Das gegenwärtige Wachstumstempo würde nach den Schätzungen der IEA allerdings nicht reichen, um die Kapazitäten bis 2030 im Vergleich zu 2022 zu verdreifachen. Die IEA erwartet, dass von 2023 bis 2028 erneuerbare Anlagen mit einer Kapazität von 3,7 Millionen MW ans Netz gehen, 95 Prozent davon zur Nutzung von Wind- und Sonnenenergie. Die Erneuerbaren profitierten dabei von weiter fallenden Kosten und einer zunehmenden Wettbewerbsfähigkeit. Der globale Mix bei der Stromerzeugung werde sich bis 2028 grundlegend ändern. Bereits in diesem Jahr werde mehr Strom aus Wind- und Sonnenenergie erzeugt als aus Wasserkraft. Im nächsten Jahr lösten die Erneuerbaren Kohle als wichtigsten Energieträger zur Elektrizitätserzeugung ab. 2028 würden mehr als 42 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Quellen erzeugt. 2023 hätten die Kosten der Stromerzeugung in 96 Prozent der Windräder und PV-Anlagen, die neu ans Netz gingen, unter denen von Kohle- und Gaskraftwerken gelegen, heißt es im Bericht der IEA. Diese Entwicklung werde in den nächsten Jahren anhalten. Trotz der wachsenden Bedeutung des schwankenden Angebotes aus Wind und Sonne nehme die Notwendigkeit, flexible und steuerbare Kraftwerke bereitzuhalten, in den großen Wirtschaftsräumen (EU, USA, China) nur langsam zu. China beim Zubau an der Spitze An der Spitze der Entwicklung sieht die IEA China. Dort sollen bis 2028 fast 60 Prozent des Zubaus zur Nutzung der erneuerbaren Energien erfolgen: „Obwohl die nationalen Subventionen 2020 und 2021 zurückgefahren wurden, hat sich der Ausbau von Wind- und Solaranlagen beschleunigt“, heißt es im Bericht der IEA. Neben Fortschritten, die die wirtschaftliche Attraktivität dieser Technologien verbessert hätten, spielten dabei auch die günstigen Rahmenbedingungen in der Volksrepublik eine Rolle, namentlich langfristige Verträge zur Abnahme des Stroms. Auch in den USA, der EU, Indien und Brasilien erwartet die IEA ein kräftiges Wachstum der Erneuerbaren. Das günstige politische Umfeld spiele dabei eine wichtige Rolle. Windenergie an Land und die Photovoltaik profitierten außerdem von einer höheren Wirtschaftlichkeit. In der EU und in Brasilien suchten vor allem die privaten Verbraucher mit eigenen PV-Anlagen Schutz vor steigenden Energiepreisen. In den USA kämen die Subventionen aus dem Inflation Reduction Act (IRA) vor allem gewerblichen Angeboten zugute. Preis für PV-Module um fast 50 Prozent gesunken Wichtigste Ursache für die dynamische Entwicklung der Stromerzeugung aus Wind und Sonne sind nach Ansicht der IEA die sinkenden Kosten, insbesondere für Solarstrom. Die Preise für PV-Module seien im vergangenen Jahr um fast 50 Prozent gesunken. Ob dieser Trend anhält, ist allerdings fraglich. Die Produktionskapazitäten hätten sich im Vergleich zu 2021 zwar verdreifacht und, berücksichtige man die im Bau befindlichen Fabriken für PV-Module, könnten schon im nächsten Jahr neue Module mit einer Leistung von 1,1 Millionen MW auf den Markt kommen, das Dreifache der erwarteten Nachfrage. Führender Anbieter bleibe China mit etwa 90 Prozent der verfügbaren Kapazität. In dem Bestreben von der Volksrepublik unabhängig zu werden, versuchten wichtige Akteure wie die USA, die EU und Indien jedoch, die eigene Produktion auszuweiten, was dort zu steigenden Kosten führen könne. Sorgenkind Windkraftanlagen Sorgen macht man sich in Paris um die Hersteller von Windrädern, die in den USA wie in der EU mit negativen Margen kämpfen. Steigende Kosten, Engpässe in der Rohstoffversorgung und steigende Zinsen machten der Branche zu schaffen. Lediglich in China sorge die Binnennachfrage und die vertikale Integration für eine höhere Widerstandsfähigkeit. Außerhalb von China hat die IEA ihre Prognose für den Ausbau der Windkraft nach unten revidiert. 2028 erwartet man in Paris, dass 25 Prozent des Stroms aus Wind und Sonne erzeugt werden, doppelt so viel wie heute. In sieben EU-Staaten werden es voraussichtlich mehr als 50 Prozent und in Dänemark sogar 90 Prozent. Das werde zu einem immer höheren Redispatch führen, weil der Ausbau der Stromnetze damit nicht Schritt halte. 7 Prozent der Erneuerbaren-Projekte, die bis 2028 geplant seien, dienten der Herstellung von grünem Wasserstoff (45.000 MW. Drei Viertel davon würden voraussichtlich in den USA, China und Saudi-Arabien realisiert. Auch hier habe man die Prognosen nach unten revidiert. Die Investitionsentscheidungen für viele Projekte (außer in China) hätten sich verzögert, weil die Entwicklung eines internationalen Wasserstoffmarktes mit großen Unsicherheiten behaftet sei.

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In der Raffinerie Heide wird kein 30-MW-Elektrolyseur, wie er im Reallabor Westküste 100 vorgesehen war, gebaut. Das gab das Konsortium nun bekannt. Vor über drei Jahren hatten sich die drei Unternehmen Raffinerie Heide, Orsted Deutschland und Hynamics Deutschland zum Joint Venture „H2 Westküste GmbH“ zusammengeschlossen. Im Rahmen des Projektes „Reallabor Westküste 100“ verfolgten sie das Ziel, auf dem Gelände des Industriebetriebs in Hemmingstedt (Schleswig-Holstein) einen 30-MW-Elektrolyseur zur Produktion von grünem Wasserstoff zu errichten. Der Strom sollte aus lokaler Windkraft kommen. Nun legte das Konsortium das Vorhaben ad acta. Als Gründe für die negative Investitionsentscheidung gibt das Konsortium die gestiegenen Investitionskosten und die damit einhergehenden großen wirtschaftlichen Risiken an. Nähere Zahlen will es auf Nachfrage nicht nennen. Bekannt ist: Das Bundeswirtschaftsministerium förderte das Projekt seit 2020 mit einer Gesamtsumme von 36 Millionen Euro. Etwa 1 Million Euro davon wurde bereits ausgegeben, so eine Sprecherin des Konsortiums gegenüber dem Norddeutschen Rundfunk (NDR) Mitte November. Zu dieser Entscheidung lässt sich Roland Kühl, Geschäftsführer der Raffinerie Heide, in einer gemeinsamen Mitteilung der Unternehmen wie folgt zitieren: „Die Bundesregierung hat die Reallabore in Deutschland damit beauftragt, die Machbarkeit der Produktion von grünem Wasserstoff zu untersuchen und Chancen, Hürden und Risiken auszuloten. Genau das haben die drei Partner seit Beginn des Projekts getan“. Von einer „vernünftigen Entscheidung“ spricht Jörg Kubitzka − „ein Projekt lebt von der Wirtschaftlichkeit und die war hier leider nicht gegeben.“ Der Geschäftsführer von Orsted in Deutschland betont: „Für Orsted steht außer Zweifel, dass Wasserstoff ein wichtiger Eckpfeiler in der Dekarbonisierung der deutschen Industrie spielen wird. Dafür müssen aber die Kosten stimmen und ein Markt geschaffen werden.“ Kühle ergänzt: „Der Aufbau einer grünen Wasserstoffwirtschaft an der Westküste Schleswig-Holsteins spielt nach wie vor eine wichtige Rolle.“ Auch nach der jetzt getroffenen Entscheidung werde man weiter mit Hochdruck an der Dekarbonisierung der Raffinerie Heide arbeiten. Gewonnene Erfahrungen nicht umsonst Ziel des Westküste-100-Projektes war es, die regulatorischen, wirtschaftlichen und technologischen Voraussetzungen für den Bau und die Inbetriebnahme eines Elektrolyseurs zu prüfen und nötige Weiterentwicklungen zu identifizieren. Die seit Projektstart geleistete Arbeit und die damit gewonnenen Erkenntnisse sind, so betont es das Joint Venture, unabhängig von der nun getroffenen Investitionsentscheidung. „Westküste 100 hat es ermöglicht, wertvolle Fähigkeiten und Kompetenzen zu entwickeln. Wir werden uns weiter für die Dekarbonisierung einsetzen und nutzen das erarbeitete Wissen bereits für zukünftige Projekte“, erklärte Antoine Aslanides, Geschäftsführer der Hynamics Deutschland. Nachdem keine positive Investitionsentscheidung getroffen wurde, werden die Joint-Venture-Partner jetzt in enger Abstimmung mit dem Bundeswirtschaftsministerium und dem Projektträger Jülich die Abwicklung der H2 Westküste GmbH vorbereiten. Das Bundesland Schleswig-Holstein will bis 2040 klimaneutrales Industrieland werden. Hierfür sollen insbesondere die lokale Windkraft und grüner Wasserstoff zum Einsatz kommen. Landesumweltminister Tobias Goldschmidt (Grüne) kommentierte das Aus des 30-MW-Elektrolyse-Projektes gegenüber dem NDR mit den Worten: „Heute ist ein kleinerer Baustein eines Projektes in Heide abgesagt worden“. Der Politiker verwies auf das Projekt „Hyscale 100“, das unabhängig von Westküste 100 weiterlaufe. Bei diesem Projekt geht es um die großtechnische Produktion von Wasserstoff durch einen 100-MW-Elektrolyseur am gleichen Standort. Die Landesregierung stehe voll dahinter, so Goldschmidt. Hyscale 100 ist mehr als dreimal so groß wie Westküste 100 und gelte als Projekt für die ganze Region. Jedoch: Auch Hyscale 100 befindet sich noch in der Planungsphase. Kein grüner Wasserstoff für regionalen Energieversorger Auf den grünen Wasserstoff aus dem Westküste-100-Projekt haben die Stadtwerke Heide gehofft. Ihr Teilprojekt „Grüner Heizen“ ist unmittelbar von dem Aus betroffen. Im Rahmen des Projektes wollten die Stadtwerke den grünen Wasserstoff in das lokale Heizsystem integrieren. Gegenüber dem NDR kritisierte Andreas Hein, Aufsichtsratsvorsitzender der Stadtwerke, das Fehlen geeigneter gesetzlicher Rahmenbedingungen zur Realisierung solcher Projekte. Zudem sei im Rahmen des Vorhabens auch eine Wasserstoffleitung gebaut worden, die nun vermutlich wieder für den Transport von Erdgas genutzt werden solle, wie Hein gegenüber dem NDR weiter ausführte. Eine abschließende Einschätzung des Teilprojektes wollen die Stadtwerke zu diesem Zeitpunkt auf Nachfrage nicht abgeben.

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