Thyssenkrupp Nucera liefert für das Wasserstoffprojekt „Onuba“ des spanischen Energieunternehmens Moewe 15 alkalische 20-MW-Elektrolyseure mit insgesamt 300 MW. Moeve hatte Anfang März 2026 die endgültige Investitionsentscheidung für die erste Ausbaustufe des „Andalusian Green Hydrogen Valley““ getroffen. 

Der Vertrag umfasst Planung, Beschaffung, Fertigung und Lieferung der Elektrolyse-Technik. Onuba ist die erste Phase des andalusischen Wasserstoffvorhabens von Moeve am Energy Park La Rabida in Huelva im Südwesten Spaniens. Die Anlage soll eine nominelle Produktionskapazität von rund 45.000 Tonnen grünem Wasserstoff pro Jahr erreichen. Moeve beziffert die mögliche CO2-Minderung auf rund 250.000 Tonnen jährlich. 

Das Projekt ist Teil des „Andalusian Green Hydrogen Valley“, das Moeve mit einem Investitionsvolumen von rund 3 Milliarden Euro in Südspanien entwickelt. Geplant ist der Aufbau einer Elektrolysekapazität von insgesamt 2.000 MW an den Standorten Huelva und Campo de Gibraltar (Cádiz). Der dort produzierte Wasserstoff − etwa 300.000 Tonnen pro Jahr − soll vor allem zur Dekarbonisierung der eigenen Industrieprozesse sowie zur Herstellung erneuerbarer Kraftstoffe für den Luft- und Seeverkehr genutzt werden. 

Neben der Produktion umfasst das Vorhaben auch den Aufbau einer gesamten Wertschöpfungskette, einschließlich Speicherung, Transport und Exportinfrastruktur. Moeve plant, den Wasserstoff über bestehende Logistikstrukturen und Häfen in internationale Märkte zu liefern. Die Standorte profitieren von hohen erneuerbaren Erzeugungskapazitäten aus Solar- und Windenergie, die als Grundlage für die Elektrolyse dienen. 

Für Thyssenkrupp Nucera ist das Vorhaben Teil einer bestehenden Zusammenarbeit mit Moeve. Bereits zuvor hatten beide Unternehmen Vereinbarungen zur Reservierung von Produktionskapazitäten getroffen. Mit der Investitionsentscheidung geht das Projekt nun in die Umsetzungsphase. 




 

Eine Mehrheit der Bevölkerung in Deutschland sieht beim Ausbau umweltfreundlicher Technologien deutlichen Handlungsbedarf. Laut einer repräsentativen Umfrage des Meinungsforschungsinstituts Forsa im Auftrag der Deutschen Bundesstiftung Umwelt (DBU) wünschen sich viele Befragte mehr Tempo bei der Entwicklung und Anwendung sogenannter Green-Tech-Lösungen.

Nach Angaben der DBU bewerten rund 60 Prozent der 1.006 Befragten den Fortschritt Deutschlands in Bereichen wie erneuerbare Energien, Energieeffizienz, Recycling und Wasserstoff im internationalen Vergleich als durchschnittlich. Weitere 24 Prozent halten Deutschland in diesen Feldern für rückständig. Nur elf Prozent sehen das Land als führend. Die Erhebung fand im Januar statt.

Gleichzeitig misst eine deutliche Mehrheit der Green-Tech-Branche große wirtschaftliche Bedeutung bei. Laut Umfrage halten 80 Prozent der Befragten Herstellung und Export umweltfreundlicher Technologien für zentrale Säulen der künftigen wirtschaftlichen Entwicklung Deutschlands. Der Generalsekretär der DBU, Alexander Bonde, bewertet dies als klares Signal. Deutschland dürfe seine Position in diesem Bereich nicht gefährden, erklärte Bonde laut Mitteilung.

Die DBU verweist zudem auf die wirtschaftliche Entwicklung der Branche. Seit 2010 sei die Bruttowertschöpfung im Green-Tech-Sektor jährlich um rund fünf Prozent gewachsen. Zudem entfallen laut Stiftung mehr als acht Prozent der deutschen Exporte auf diesen Bereich. Grundlage der Branche seien umweltfreundliche Produktentwicklungen und Geschäftsmodelle, die laut dem sogenannten Green-Tech-Atlas verschiedene Leitmärkte umfassen, darunter Kreislaufwirtschaft, Energieeffizienz und nachhaltige Mobilität.

Technologische Innovationen spielen aus Sicht der Bevölkerung insgesamt eine zentrale Rolle. 93 Prozent der Befragten halten sie für sehr oder eher wichtig für die Zukunft des Landes. Unterschiede zeigen sich laut Umfrage zwischen den Geschlechtern: Männer bewerten Innovationen häufiger als „sehr wichtig“ als Frauen.
 
Auch innerhalb einzelner Bereiche zeigen sich Unterschiede: Frauen wünschen sich laut Umfrage deutlich häufiger Innovationen im Gesundheits- und Pflegesektor als Männer. Bonde sieht hier großes Potenzial für Umwelttechnologien. Der Gesundheitsbereich sei mit einem hohen Ressourcenverbrauch und erheblichen Emissionen verbunden und könne durch Innovationen zur Entlastung von Umwelt und Klima beitragen, erklärte er.

Mehrheit will staatliche Förderung

Als Beispiel nennt die DBU die Förderinitiative „CirculAid“, die Projekte zur Kreislaufwirtschaft im Gesundheitswesen unterstützt. Neben dem Tempo beim Ausbau von Green Tech spricht sich eine Mehrheit der Befragten auch für ein stärkeres staatliches Engagement aus. Insgesamt 69 Prozent halten eine intensivere Förderung von Umwelttechnologien für notwendig. 16 Prozent sehen die aktuelle Förderung als ausreichend an, während etwa zehn Prozent sie für zu hoch halten.

Schwerpunkte für zusätzliche staatliche Maßnahmen sehen die Befragten vor allem in Forschung und Entwicklung sowie in der Kreislaufwirtschaft. Jeweils rund 65 Prozent derjenigen, die mehr Förderung befürworten, nennen diese Bereiche als besonders wichtig.

Bei der Frage nach der Verantwortung für den Ausbau von Umwelttechnologien sehen 39 Prozent in erster Linie Staat und Politik in der Pflicht. 32 Prozent verteilen die Verantwortung auf mehrere Akteure, darunter Wirtschaft und Wissenschaft. 21 Prozent schreiben sie vor allem Industrie und Unternehmen zu.

Der Weg zur grünen Wärme ist lang, auch in Tübingen. Und er ist mit enormen Ausgaben gepflastert: Der Versorger in der Universitätsstadt geht von hunderten Millionen Euro an Investitionen aus. Da kommt eine Finanzspritze aus Berlin gerade recht.

23 Millionen Euro fließen nun aus der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) an den Neckar. Das teilen die Stadtwerke Tübingen (SWT) mit. Gedacht ist das Geld zur Co-Finanzierung einer Großwärmepumpe, die ihren Platz am Klärwerk finden soll. Wie der Versorger aus Baden-Württemberg weiter erklärt, könnten mit der Wärmepumpe verbundene Ausschreibungen und Detailplanungen nun noch in diesem Jahr erfolgen. Die entstehende Anlage bezeichnet SWT-Geschäftsführer Ortwin Wiebecke in der Mitteilung als „eines der großen Meilenstein-Projekte“ der Wärmewende. Mit den Bauarbeiten wollen die Stadtwerke möglichst 2028 starten, die erste Ausbaustufe soll 2030 in Betrieb gehen.

Für die Übergangszeit investiert das Unternehmen flankierend in ein Heizwerk, das mit einer Leistung von 20 MW Spitzenlast-Dienste übernehmen soll. Es arbeitet mit Erdgas und kann bis zum Einsatz der Großwärmepumpe weitere Gebiete Tübingens an das Fernwärmenetz anschließen.

Später ist lediglich noch eine Reserverolle für das Heizwerk vorgesehen, das in Phasen hohen Fernwärmebedarfs − und zu anderen Zeiten entsprechend seltener − zum Einsatz kommen soll. Das Fernwärme-Komzept besteht noch aus weiteren Puzzlestücken: So ist seit Herbst 2025 ein Solarthermiepark am Netz und im Sommer 2024 schlugen die SWT eine Brücke zwischen Fernwärmeteilnetzen – unter dem Neckar hindurch.

Das Wettbewerberfeld war groß. Mehr als 20 Unternehmen haben sich nach Angaben von N-Ergie auf die Ausschreibung eines netzdienlichen Batteriespeichers beworben. Der Energieversorger lässt nahe seines Umspannwerks im Ansbacher Ortsteil Winterschneidbach einen Speicher mit einer ein Ein- und Ausspeiseleistung von 20 MW und einer Kapazität 100.000 kWh errichten. Den Zuschlag erhielt der Infrastruktur-Entwickler Max Solar. Die Bauarbeiten sollen in der zweiten Jahreshälfte starten, teilt N-Ergie mit.

Ein netzdienlicher Speicher muss – so die Definition – aktiv dazu beitragen, das Netz zu entlasten. Entscheidend ist neben der Dimensionierung vor allem die Fahrweise des Speichers, die durch Vorgaben des Netzbetreibers gezielt gelenkt wird. Ein netzdienlicher Speicher muss so konzipiert sein, so N-Ergie, dass er über vier bis fünf Stunden mit maximaler Leistung den Bezug aufrechterhalten und die Mittagsspitze der PV-Erzeugung zu einem Großteil aufnehmen kann. Regulatorisch ist in Bayern zudem die Ausschreibung nach Paragraf 11a EnWG eine Voraussetzung für den Nachweis der Netzdienlichkeit, wie ein Unternehmenssprecher erklärt.

Weitere Ausschreibungen geplant

„In unserem stark durch Photovoltaik geprägten Netz werden sie Mittagsspitzen abfedern, während wir parallel das Netz weiter deutlich ausbauen“, sagt Kerstin Fröhlich, Geschäftsführerin der N-Ergie Netz GmbH, über netzdienliche Batteriespeicher. „Der netzdienliche Betrieb von Batteriespeichern ist ein notwendiger und lohnender Kompromiss.“

Im April vergangenen Jahres hatte der Versorger den Anschluss neuer Solaranlagen ab 30 kW gestoppt. Die Maßnahme betraf größere Teile des gesamten Netzgebiets in Mittelfranken und den angrenzenden Regierungsbezirken. Kleinere Dachanlagen oder Balkonkraftwerke waren ausgenommen (wir berichteten).
Aktuell zählt die Netztochter der Nürnberger Regionalversorgers mehr als 120.000 erneuerbare Stromerzeugungsanlagen an ihrem Verteilnetz. Das Stromnetz misst circa 29.000 Kilometer. Ausgehend von den Erfahrungswerten aus dem Pilotprojekt in Winterschneidbach wolle man weitere Ausschreibungen für den Betrieb von netzdienlichen Batteriespeichern in den Blick nehmen, heißt es.

Die Trennlinie hatte vorab bereits die Politik scharf gezogen. Während CDU und CSU zwei Vertreter der Industrie zu dem öffentlichen Fachgespräch im Umweltausschuss über die Speicherung von Kohlendioxid (CCS) eingeladen hatten, hatten SPD, Grüne und Linke drei Wissenschaftler als Sachverständige benannt. Die AfD hatte einen Geologen aus den eigenen Reihen entsandt.

Die Anwendung solle möglichst breit gehalten und CCS nicht nur als „allerletztes Mittel“ eingesetzt werden, forderte Ludger Radermacher für den Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geothermie (BVEG). Die Organisation erwartet sich von der Politik eine Carbon-Management-Strategie, die vor allem das Kriterium Kosteneffizienz erfüllt. Damit zielte Rademacher auf Überlegungen, CO2 im Meeresuntergrund zu speichern. Die Onshore-Speicherung sei sicher und durch geringere Transportkosten günstiger als die Offshore-Speicherung, sagte er.

Chemieindustrie: CCS auch eine „Brücke“

Matthias Belitz vom Verband der Chemischen Industrie (VCI) bezeichnete CCS als unverzichtbar für die Branche, um klimaneutral zu werden. Beispielhaft verwies er auf Prozesse wie die Herstellung von Calciumcarbid. In der Wärme- und Dampferzeugung seien fossile Brennstoffe noch nicht wirtschaftlich zu ersetzen. CCS, so der Bereichsleiter für Nachhaltigkeit und Klimaschutz beim VCI, könne „als Brücke dienen“.

Der Landtagsabgeordnete Marcus Resch (AfD) vertrat den Standpunkt, dass ein politisches Problem konstruiert werde, um eine „technisch aufwendige und kostenintensive Infrastruktur“ zu schaffen. Nur ein geringer Anteil der Emissionen könne technisch behandelt werden. Zudem bestehe das Risiko von „Leckagen und biologischen Störungen“, warnte der Geologe.

Wissenschaftler: „Kein Freifahrtschein“

„Wir müssen schwer vermeidbare Emissionen, soweit es geht, reduzieren und die CO2-Entnahmekapazitäten parallel ausbauen“, wird Felix Schenuit von der Stiftung für Wissenschaft und Politik (SWP) zitiert. Er verwies auf den Weltklimarat (IPCC), der empfiehlt, verbleibende Restemissionen durch CO2-Entnahme auszugleichen. Für die Abscheidung von CO2 aus Abgasen sowie für die CO2-Entnahme aus der Atmosphäre brauche es CCS, so Schenuit. Gleichwohl sei die Technologie „kein Freifahrtschein“ für weniger Klimaschutz. Auch er hob die hohen Kosten für die Technologie hervor.

Volker Quaschning, Professor an der Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin, sprach von „exorbitant hohen Kosten“ und mangelnder Akzeptanz in der Bevölkerung für den Bau eines CO2-Pipeline-Netzes, wie es für CCS notwendig wäre. Er riet stattdessen dazu, „alle vermeidbaren Restemissionen bis 2045 auf null zu reduzieren“. Die Verbrennung von Erdgas, Erdöl und Kohle sollte bis dahin beendet werden. Auch die Emissionen der Landwirtschaft und der Industrie müssten auf „das absolut technische Minimum“ reduziert werden, so der Sachverständige.

Konstantin Litker vom Bundesverband Nachhaltige Wirtschaft sagte, staatliches Geld dürfe es nur für Projekte zur Abscheidung und Speicherung von „nachweisbar“ unvermeidbaren Restemissionen geben. CCS für Gaskraftwerke und für blauen Wasserstoff sei hingegen teuer, technisch komplex und verlängere zudem „fossile Geschäftsmodelle“.