In der Analyse „Auswirkungen und Preispfade des EU-ETS 2“ simulierte das EWI-Forschungsteam einen möglichen CO2-Preispfad. Dieser beruht nach den Angaben auf vereinfachenden Annahmen und ist als Szenario zu verstehen, das als Ausgangspunkt für weitergehende Untersuchungen dienen kann.

Der ermittelte CO2-Preispfad steigt in dem Szenario von 2027 bis 2035 von rund 120 Euro je Tonne CO2-Äquivalent auf über 200 Euro an. Die Emissionsbepreisung läge damit nicht nur oberhalb der Zielmarke der EU-Kommission von 45 Euro je Tonne CO2-Äquivalent, sondern auch deutlich höher als der aktuelle Preis im deutschen Emissionshandelssystem (EHS) von 55 Euro. Die Ursache sehen die Wissenschaftler vor allem in kurzfristig hohen investiven Grenzvermeidungskosten der Endverbrauchssektoren.

Kosten von mehr als 20 Milliarden Euro für Privathaushalte

„Besonders im europäischen Gebäudesektor sind die kurzfristigen Reduktionspotenziale begrenzt“, erklärte Philipp Artur Kienscherf, Head of Research Area am EWI. „Investitionen, etwa in Wärmepumpen oder Gebäudesanierungen, sind zur Erreichung der Klimaziele notwendig, aber kostenintensiv – und sie verlaufen schleppend.“ Auch im Verkehrssektor würde im projizierten Gleichgewichtspfad deutlich stärker in klimaneutrale Fahrzeuge investiert werden als bisher.

Obwohl mit dem EU-Klima-Sozialfonds (KSF) ein Instrument zur Abfederung sozialer Härten geschaffen wurde, bleibe unklar, ob allein die hieraus getätigten Kompensationszahlungen disruptive Effekte im Übergang des nationalen EHS auf den EU-ETS 2 abfedern könnten. Neben der nationalen Verteilung der Einnahmen erfolgt durch den Mechanismus auch eine europäische Umverteilung. Für Deutschland zeigten sich im betrachteten Szenario bis zum Jahr 2032 in Summe Zertifikatskosten von mehr als 20 Milliarden Euro für private Haushalte, denen keine öffentlichen Einnahmen aus dem EU-ETS 2 gegenüberstünden, so die EWI-Wissenschaftler.

Die Analyse zeigt nach den Angaben auch, dass eine CO2-Bepreisung allein für die Erreichung der Ziele nicht ausreichen könnte. Jedenfalls sei ein CO2-Preispfad unter 250 Euro je Tonne CO2-Äquivalent bis zum Jahr 2030 zu niedrig, um die Ziele der „Effort Sharing Regulation“ der EU im Rahmen des Fit for 55-Programms zu schaffen.

Die vollständige Analyse steht auf der Internetseite des EWI zum Download zur Verfügung.

Die Verordnung wurde vom Bundesministerium für Justiz in enger Abstimmung mit dem BMWK sowie dem Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) erstellt. Sie ermögliche es Unternehmen von nun an, bei der Planung entsprechender Anlagen in der Regel einen Anspruch auf Einsicht in das Grundbuch geltend zu machen. Dies gilt insbesondere, wenn sie auf dem betreffenden Grundstück Anlagen betreiben oder projektieren wollen.

Wirtschaft soll Kosten sparen

Nach Angaben des BMWK benötigen Projektierer und Betreiber regelmäßig Informationen darüber, wem potenziell geeignete Flächen gehören. Die Grundbucheinsicht ist dabei ein zentrales Instrument zur Sicherung von Flächen. Mit der neuen Regelung sollen die Verfahren zur Flächenakquise vereinfacht und Planungsprozesse verkürzt werden. Das Justizministerium betont, dass die Verordnung einen Beitrag zum Bürokratieabbau leiste. Laut der Verordnung verringert sich für die Wirtschaft der jährliche Erfüllungsaufwand aus Informationspflichten um rund 1,36 Millionen Euro.

Im Bereich der Elektrizitätsverteilernetze stellt die Verordnung klar, dass Planungen zur Änderung, Erweiterung oder zum Neubau von Netzinfrastruktur in der Regel ein berechtigtes Interesse an der Grundbucheinsicht begründen – speziell dann, wenn diese Projekte Bestandteil eines Netzausbauplans sind. Auch für Vorhaben im Bereich der Telekommunikationsnetze enthält die Verordnung entsprechende Erleichterungen. Ziel ist es, den Ausbau der digitalen Infrastruktur ebenfalls zu beschleunigen.

Die Verordnung zur erleichterten Grundbucheinsicht steht im Internet bereit.

Beim Gebäudeenergiegesetz, das Schwarz-Rot abschaffen will, komme es darauf an, ob nur die genauen Vorgaben für den Heizungstausch verschlankt werden sollen oder die Pflicht komplett gestrichen werden solle, sagte Veit Bürger vom Öko-Institut. Wichtig sei auch, dass das Zieljahr 2044, bis zu dem Heizungen längstens mit fossilen Brennstoffen betrieben werden dürfen, erhalten bleibe. 

Die Verbände bewerten den Koalitionsvertrag beim Klimaschutz auch als sozial nicht ausgewogen. Zwar sei das Bekenntnis zur Elektromobilität und zum Ausbau der Ladeinfrastruktur zu begrüßen, sagte Langkamp. Es fehlten aber vor allem kleine und bezahlbare E-Autos. Steuerbefreiungen seien zwar grundsätzlich hilfreich, doch damit flössen Fördermittel weiterhin vorrangig in große und teure Fahrzeuge. 

Neue Gaskraftwerke geplant 

Das Ziel, bis 2030 Gaskraftwerke mit einer Leistung von bis zu 20.000 MW zu bauen, liege weit über dem Bedarf, erklärte Verena Graichen vom Bund für Umwelt und Naturschutz. Die geplante Auflage einer „tatsächlichen Betroffenheit“ für Kläger gegen Infrastrukturvorhaben könne die Klagerechte von Umweltverbänden einschränken. Dabei könnten Moore nicht selbst klagen.

Das ergibt sich aus einer Hochrechnung aufgrund der im Report genannten Zielzahl, dem aktuellen Stand von rund 750.000 Ladepunkten sowie dem verbleibenden Zeitraum von knapp sechs Jahren. Tatsächlich liegt die durchschnittliche Ausbaurate derzeit bei etwa 18.250 pro Woche, wie Gridx berichtet. Daraus ergibt sich ein rechnerisches Defizit von 7.550 Ladepunkten pro Woche. Hochgerechnet auf ein Jahr fehlen somit rund 393.600 Ladepunkte.

Im Jahr 2024 stieg die Zahl öffentlicher Ladepunkte in Europa laut den Münchnern um 37 Prozent auf über 750.000, während die Zahl der batterieelektrischen Fahrzeuge (Battery Electric Vehicle, BEV) um 35 Prozent zunahm. Die verfügbare Ladeleistung legte sogar um 49 Prozent zu – vor allem durch neue Schnellladepunkte. Ladeeinrichtungen mit mehr als 22 kW machen inzwischen 18 Prozent aller Ladepunkte aus. Besonders stark wuchs das Segment der ultraschnellen Lader mit mehr als 150 kW – am stärksten in Norwegen, Finnland, Estland und Liechtenstein.

In Deutschland: Nur 1,73 Ladepunkte pro 1.000 Einwohner

Deutschland verzeichnete im vergangenen Jahr mit über 39.400 neu installierten Ladepunkten europaweit den höchsten Zuwachs, darunter 12.566 DC-Schnellladepunkte. Dennoch liegt das Land mit 145 Ladepunkten pro 100.000 Einwohnern im europäischen Vergleich nur auf Platz 13. Auch beim Fahrzeugbestand steht Deutschland mit 24 E-Autos pro 1.000 Einwohnern im Mittelfeld. Führend bleibt Norwegen mit 148, Bulgarien verzeichnete mit plus 244 Prozent das stärkste Wachstum bei BEV-Zulassungen.

Die Niederlande sind beim Infrastrukturausbau weiter vorn − mit 10,04 Ladepunkten pro 1.000 Einwohnern und 66 Ladepunkten pro Kilometer Autobahn. In Deutschland liegt die Ladepunktdichte laut Gridx bei 1,73 pro 1.000 Einwohnern und 4,2 pro Kilometer Autobahn. Hinzu kommt: Die Vielzahl an Ladeanbietern mit unterschiedlichen Tarifen, Roaming-Regelungen und Zugangssystemen erschwert in vielen Regionen einen flächendeckend komfortablen Ladezugang.

Ein zentrales Ergebnis der begleitenden Nutzerumfrage: E-Autofahrer laden bevorzugt zu Hause. 53 Prozent der Ladevorgänge finden laut Gridx im privaten Umfeld statt, 15 Prozent am Arbeitsplatz und 32 Prozent öffentlich. Entscheidend sind Faktoren wie Preis, Komfort und Planbarkeit. 62 Prozent der Befragten kontrollieren regelmäßig ihren Ladestand und passen ihr Verhalten entsprechend an.

Ein deutlicher Trend zeigt sich bei der Nutzung smarter Ladelösungen, vor allem in Verbindung mit Photovoltaikanlagen. 93 Prozent der Befragten mit PV-Anlage besitzen eine eigene Wallbox, 82 Prozent nutzen eine App zur Steuerung des Ladevorgangs. Über ein Drittel der PV-Nutzer gibt an, das Fahrzeug fast ausschließlich mit selbst erzeugtem Solarstrom zu laden. Für Hersteller von Fahrzeugen und Ladeinfrastruktur folgert Gridx daraus die Notwendigkeit, ihre Produkte stärker auf die Integration in dezentrale Energiesysteme auszurichten.

Durchschnittliche Schnellladezeit bei bis zu 30 Minuten

Auch beim öffentlichen Laden steht Effizienz im Vordergrund. 70 Prozent der Befragten planen längere Fahrten inklusive Ladestopps vorab. 56 Prozent orientieren sich bei der Wahl der Schnellladestation am Kilowattstundenpreis. Rund 39 Prozent fahren bewusst weiter, um bevorzugte Ladepunkte zu erreichen. Die durchschnittliche Ladezeit an Schnellladern beträgt 20 bis 30 Minuten. Trotzdem haben 45 Prozent der Umfrageteilnehmer bislang kein Abo oder Tarifmodell mit vergünstigten Konditionen abgeschlossen.

Beim Blick auf die Preisstruktur fällt den Analysten von Gridx auf: In Mitteleuropa liegen die durchschnittlichen Kosten für einen typischen Ad-hoc-Ladevorgang zwischen 12 und 24 Euro. Die Spanne ergibt sich aus regionalen Unterschieden, unterschiedlichen Ladeleistungen sowie stark variierenden Tarifen je nach Anbieter und Standort. Besonders günstig ist das Laden in Island (7,70 Euro) und Portugal (8,50 Euro), wo der Markt deutlich homogener strukturiert ist als im deutschsprachigen Raum.

Der 40-seitige „Charging Report 2025“ lässt sich über die Internetseite von Gridx anfordern.

Eine aktuelle Studie des Bayernwerks schätzt das mögliche Leistungspotenzial solcher Systeme bis 2035 auf 143.000 MW bei 780 Millionen kWh Speicherkapazität. Diese Flexibilität könnte Strom aus erneuerbaren Quellen zwischenspeichern und in Bedarfszeiten wieder einspeisen und damit zur Stabilität des Stromnetzes beitragen.

Trotz des technischen Potenzials scheitert die Nutzung bidirektionaler Fahrzeuge bislang an regulatorischen und folglich auch ökonomischen Rahmenbedingungen. Der aktuelle Regulierungsrahmen mache die Rückeinspeisung ins Netz für private Betreiber unattraktiv, beklagt das Bayernwerk in einer Mitteilung und rechnet vor: Würde ein Verbraucher an einem sonnigen Tag eine Kilowattstunde zu einem Marktpreis von 0 ct/kWh kaufen, müsste er dennoch rund 23 ct/kWh an Umlagen und Abgaben zahlen. Ein wirtschaftlicher Rückverkauf wäre nur an wenigen Stunden im Jahr möglich – laut Studie waren es im letzten Herbst nur 33 Stunden, verteilt auf zwei Dunkelflauten.

Messkonzept als Schlüssel

Hinzu komme die technische Komplexität bei der Abgrenzung verschiedener Stromflüsse in einem Haushalt mit PV-Anlage, Heimspeicher und Fahrzeug. Die klare Messung von „zwischengespeichertem Netzstrom“ – also Strom, der nicht direkt verbraucht, sondern zwischengespeichert und später eingespeist wird – sei bislang kaum realisierbar.

Hier setzt das vom Bayernwerk entwickelte Konzept, das in einem Diskussionspapier erläutert wird, an: Ein neuartiges Messkonzept, das mit nur maximal zwei Zählern auskommt, soll die verschiedenen Stromflüsse erfassen und differenzieren können. Dieses Konzept bildet laut Bayernwerk die Basis für eine faire Abrechnung und damit die wirtschaftliche Teilnahme am Strommarkt.

Das Diskussionspapier beschreibt detailliert Anforderungen an geeignete Messsysteme, definiert den Begriff des zwischengespeicherten Netzstroms und leitet relevante Leistungsflüsse für Abrechnung und Bilanzierung ab. Ziel ist es, eine fundierte Grundlage „für einen geeigneten Umgang mit Nebenkosten“ zu schaffen und so die bestehende regulatorische Schieflage zu korrigieren.

Mit Blick auf die anstehende Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und die angekündigten Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur im Jahr 2025, mit denen Hürden für den Marktbetrieb von Speichern und Ladepunkten abgebaut werden sollen, versteht sich das Papier als Impulsgeber für die Gestaltung eines flexiblen Energiesystems. Es soll die Diskussion darüber anregen, wie private Speicher und Ladeinfrastruktur künftig in den Markt integriert werden können.
Das Bayernwerk ruft Branchenakteure, Wissenschaft und Politik dazu auf, sich mit den im Projekt „BDL Next“ entwickelten Lösungsansätzen auseinanderzusetzen und an der Diskussion zur Integration von Flexibilitäten aktiv mitzuwirken.

Das Diskussionspapier steht auf der Internetseite des Bayernwerks zum Download bereit.

„Mir ist vollkommen klar, dass das eine Preiserhöhung ist, die nicht ohne ist“, sagte Prinz. Grund für den Anstieg seien Investitionen in die Wärmewende, die zwischen 2022 und 2028 mit rund 2,85 Milliarden Euro zu Buche schlügen. Dadurch soll die Wärmeerzeugung bis spätestens 2030 kohlefrei und bis 2045 klimaneutral sein.

Rechnerisch liefern die Hamburger Energiewerke Fernwärme für rund 540.000 Wohneinheiten. Da darunter aber auch etliche Gewerbeimmobilien, Büros und unter anderem auch das Rathaus sind, reduziert sich die Zahl der mit Warmwasser und Heizung versorgten Wohnungen auf rund 260.000. Rund die Hälfte davon soll zum 1. Juli 2026 auf das neue Preismodell umgestellt sein. Der Rest folge in den Folgejahren, sagte Prinz.

Durchschnittlich 300 Euro Mehrkosten im Jahr

In einer Beispielrechnung erläutern die Energiewerke, was die Preiserhöhung für Nutzerinnen und Nutzer einer 70 Quadratmeter großen Wohnung mit einem Jahresverbrauch von 7.500 kWh bedeutet: Müssen sie bislang monatlich 80,84 Euro pro Monat bezahlen, werden es künftig 105,51 Euro sein - also knapp 300 Euro mehr im Jahr.

Mieterinnen und Mieter haben praktisch keine Möglichkeiten, die höheren Fernwärmekosten abzuwenden. Zunächst müssten sie sich an ihre Vermieter wenden, sagte Prinz. Nur sie als Hauseigentümer könnten entscheiden, ob sie angesichts der Preissteigerungen die neuen Verträge mit einer Laufzeit von zunächst drei Jahren annähmen, oder sich für andere Technologien zur Wärmeerzeugung entschieden.

Prinz: Andere Wärmetechnologien auch nicht günstiger

Prinz wies aber darauf hin, dass ein Wechsel hin etwa zu einer Wärmepumpe - sofern diese in Mehrfamilienhäusern überhaupt installiert werden könnte - auch nicht günstiger werde. „Hier muss sich die Fernwärme nicht verstecken.“ Denn nach Angaben der Energiewerke wird der Netto-Mischpreis für eine Luft-Wasser-Wärmepumpe im Jahr 2027 bei 17,1 Cent/kWh iegen, bei Biomethan-Heizungen bei 23,8 und bei Wasserstoff-Heizungen bei 34,7 Cent.

Um die Wärmewende zu schaffen, sollen den Plänen die neuen modularen Energieparks Hafen und Tiefstack die bisherigen zentralen Kohlekraftwerke Tiefstack und Wedel ersetzen und lokale sowie klimaneutrale Wärmequellen wie Abwärme aus Industrie, Müllverwertung und Klärwerksprozessen sowie Flusswasser-Wärmepumpen nutzen. Allein mit Fertigstellung des Energieparks Tiefstack sinken die CO2-Emissionen der zentralen Hamburger Fernwärmeversorgung gegenüber dem Jahr 2020 den Angaben zufolge um 70 Prozent.

Verband: Erhöhung große Belastung für sozialen Frieden

Der Verband norddeutscher Wohnungsunternehmen (VNW) warnte vor einem Vorziehen der Klimaneutralität um fünf Jahre auf das Jahr 2040, denn das würde die Heizkosten noch weiter in die Höhe treiben. Schon jetzt seinen 300 Euro mehr pro Jahr für das Heizen einer Wohnung „heftig und eine große Belastung für den sozialen Frieden in unserer Stadt“, sagte Verbandsdirektor Andreas Breitner.

Gleichzeitig verlangte er unter anderem, das in der vergangenen Legislaturperiode versprochene Klimageld auszuzahlen. Einer Berechnung des Umweltinstituts München zufolge könnten jährlich pro Person rund 300 Euro ausgezahlt werden, sagte Breitner. „Das wäre ein wichtiger Schritt, den Anstieg der Fernwärmepreise zu schultern.“ Allerdings kommt im neuen Koalitionsvertrag von SPD und Union das Wort Klimageld gar nicht vor. Entlastung soll dort ein Absenken der Stromsteuer bringen.

Die Genehmigung sieht vor, dass die Installation der fünf Energyfish-Anlagen erst nach Vorlage erster positiver Ergebnisse aus der Studie erfolgt. Diese Vorgehensweise soll sicherstellen, dass der natürliche Zustand des Lechs und seine ökologischen Funktionen erhalten bleiben. Die wissenschaftliche Begleitung ermöglicht eine transparente Bewertung möglicher Einflüsse und soll zur Optimierung von Renaturierungsprojekten beitragen, heißt es.

​Kein Fundament notwendig

Der Energyfish ist ein hydrokinetisches Kraftwerk, das ohne Staumauern oder Betonbauwerke auskommt. Die Anlage wird im Flussbett verankert und schwimmt im Wasser gleich einer Boje. Sie nutzt die natürliche Strömung des Gewässers zur Stromerzeugung. Mit einer Länge von etwa drei Metern, einer Breite von 2,4 Metern und einem Gewicht von rund 80 Kilogramm produziert ein einzelner Energyfish durchschnittlich 1,8 kW Leistung und bis zu 15.000 kWh jährlich. Ein Schwarm von 100 solcher Anlagen kann, wie Energyminer auf seiner Internetseite erklärt, etwa 1,5 Millionen kWh pro Jahr erzeugen, was der Versorgung von rund 470 Haushalten entspricht.
 
Die Technologie erprobte das Start-up bereits 2023 in einer Pilotanlage im Auer Mühlbach in München. Die dort gewonnenen Erkenntnisse sollen in das aktuelle Projekt einfließen. Besonderes Augenmerk liegt auf der Fischverträglichkeit der Anlagen. Fische hätten ausreichend Platz, an der Anlage vorbeizuschwimmen. Es gebe auch keine Sogwirkung, die die Fische in die Rotoren zieht, so die Unternehmer. Durch eigens entwickelte Rotoren mit stumpfen Kanten und einer begrenzten Drehgeschwindigkeit werde vermieden, dass Fische in Gefahr geraten könnten, so Energyminer. Zur weiteren Absicherung werde die Technische Universität München unter Leitung von Prof. Jürgen Geist eine Studie durchführen, die die Auswirkungen der Anlagen auf die Fischpopulation untersucht.

Zuvor hatte es Bedenken seitens lokaler Fischereiverbände gegeben, wie der Bayerische Rundfunk berichtete. Diese befürchten eine Beeinträchtigung der Fischerei und der Artenvielfalt. Die nun genehmigte, wissenschaftlich begleitete Testphase soll diese Bedenken adressieren und Klarheit über die Umweltverträglichkeit der Technologie schaffen.

Energyminer betont, dass das Unternehmen im kontinuierlichen Dialog mit allen Beteiligten steht und sich für eine nachhaltige Technologie im Einklang mit der Natur einsetzt. Die Ergebnisse des Projekts könnten wegweisend für den Einsatz von Mikrowasserkraftwerken in sensiblen Flussökosystemen sein.

OGE mit Sitz in Essen betreibt ein rund 12.000 Kilometer langes Gasnetz und beliefert über 400 Kunden mit einem jährlichen Gasvolumen von rund 210 Milliarden kWh. Eigentümer ist eine Gesellschaft namens Vier Gas Holding (VGH).

Anteilseigner der VGH sind die Meag, eine gemeinsame Investmentgesellschaft der Versicherungen von Munich Re und Ergo mit einem Anteil von 18,75 Prozent, die kanadische British Columbia Investment Management Corporation (BCI) mit 32,15 Prozent sowie der belgische Fernleitungsnetzbetreiber Fluxys mit 24,11 Prozent.

Snam und Fluxys haben vereinbart, dass Snam einen Teil seines neu erworbenen Anteils in Höhe von rund 0,5 Prozent an Fluxys weiterreicht, sodass beide Netzbetreiber künftig jeweils einen ähnlich hohen Anteil an VGH halten. „Damit würden Snam und Fluxys jeweils rund 24,5 Prozent an VGH halten“, heißt es weiter.

17 Interkonnektoren zu sieben Nachbarländern

Laut Snam-CEO Stefano Venier ist es das erste Mal, dass ein italienisches Energieunternehmen in dieser Größenordnung in den deutschen Energiemarkt einsteigt. Die Beteiligung entspreche der strategischen Ausrichtung von Snam, ein europäisches Infrastrukturnetz entlang zentraler Energiekorridore, insbesondere von Süd- nach Nordeuropa, aufzubauen.

Die Bedeutung von OGE ergibt sich auch aus der Lage des Netzes: Es ist über 17 Interkonnektoren mit sieben Nachbarländern verbunden, unter anderem mit Belgien, der Schweiz sowie über Österreich mit den Leitungen GCA und TAG mit Italien. Über den Einspeisepunkt Tarvisio ist eine Exportkapazität von derzeit 9 Milliarden Kubikmetern jährlich möglich; bis 2026 soll laut Snam diese auf 14 Milliarden Kubikmeter steigen. Mit dem Einstieg bei OGE wächst das von Snam betriebene Fernleitungsnetz auf über 40.000 Kilometer. Das Unternehmen stärkt damit nach eigenen Angaben seine Rolle als europäischer Fernleitungsnetzbetreiber und positioniert sich entlang zukünftiger Wasserstoffkorridore wie dem „SoutH2-Korridor“, „H2Med2 und 2SEEHyC“, die alle von der Snam-Gruppe errichtet werden.

Die Transaktion steht unter dem Vorbehalt der Freigabe durch das Bundeskartellamt sowie einer Prüfung durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz.

Der Aufsichtsrat hat Dr. Kaveh Rouhi, derzeit Senior Vice President Finance und Controlling bei SMA, mit Wirkung zum 1. Mai als Nachfolger von Gregor bestellt. Rouhi leitet nach Unternehmensangaben seit Juli 2024 den Bereich Finance & Controlling bei SMA und war seit September 2024 auch mitverantwortlich für die Entwicklung und Implementierung des laufenden Restrukturierungs- und Transformationsprogramms.

Der Wechselrichter-Hersteller SMA Solar hatte 2024 einen millionenschweren Verlust erwirtschaftet. Das Konzernergebnis sank auf knapp minus 118 Millionen Euro, wie das Unternehmen am 27. März bei der Vorlage des Geschäftsberichts in Niestetal, nordöstlich von Kassel (Hessen), mitteilte.

Es handele sich um eine einmalige Belastung. Im Jahr zuvor hatte SMA noch rund 226 Millionen Euro Gewinn gemacht. Rund 700 Stellen will der Konzern am Unternehmenssitz in Niestetal streichen, 400 weitere im Ausland.

Der studierte Volkswirt steht bereits seit Januar 2023 an der Führungsspitze des Kommunalversorgers. Weitere berufliche Stationen waren etwa die Stadtwerke Walldürn, die EnBW und das Pariser Energieunternehmen EDF, wie das Xing-Berufsprofil von Hagenmeyer verrät.

Oberbürgermeister Simon Gröger (parteilos) betonte bei der Unterzeichnung der Vertragsverlängerung die Bedeutung verlässlicher Führung. „Die Energiekrise und auch die Energiewende haben die Stadtwerke Radolfzell in den letzten Jahren vor noch nie dagewesene Herausforderungen gestellt“, sagte Gröger. Die Kontinuität in der Geschäftsführung sei für die Stadtwerke ein zentraler Stabilitätsfaktor. Gröger sieht in Hagenmeyer eine Führungspersönlichkeit, die das Unternehmen strategisch richtig ausrichtet: „Herr Hagenmeyer ist der richtige Mann an der Spitze der Stadtwerke Radolfzell, um das Energieunternehmen in eine stabile und gute Zukunft zu führen.“

„Wichtige Impulse“ für Energie- und Wärmewende

Auch von Seiten des Mitgesellschafters Thüga Aktiengesellschaft kommt Zustimmung. Dr. Stephan Nagl, Bereichsleiter Netze bei dem in München ansässigen Beteiligungsunternehmen für kommunale Energieversorger, lobte die bisherige Amtsführung Hagenmeyers. Die Zusammenarbeit sei wirtschaftlich erfolgreich gewesen und habe zugleich inhaltliche Akzente für die kommunale Energiewende gesetzt. „Unter seiner Leitung haben wir nicht nur wirtschaftlich erfolgreich gearbeitet, sondern auch wichtige Impulse für die kommunale Energie- und Wärmewende gesetzt“, so Nagl.

Die Stadtwerke Radolfzell versorgen die rund 30.000 Einwohner der Stadt am Bodensee mit Strom, Gas, Wärme und Wasser. In den vergangenen Jahren musste sich das Unternehmen – wie viele kommunale Versorger – mit drastischen Marktveränderungen und regulatorischen Neuerungen auseinandersetzen.

Hagenmeyer selbst bewertet die Vertragsverlängerung als Vertrauensbeweis und Ansporn für die kommenden Jahre. „Die vergangenen drei Jahre waren eine spannende und herausfordernde Zeit, in der wir als Unternehmen wichtige Weichen für die Zukunft gestellt haben“, so der Geschäftsführer. Der Fokus liege nun auf Innovation, Nachhaltigkeit und Kundennähe. Diese Leitlinien sollen die Arbeit der kommenden Amtszeit prägen.

Damit erweitert Items die Geschäftsführung. Dies sei aufgrund des „starken Wachstums mit über 400 Mitarbeitenden an fünf Standorten und der deutlich gestiegenen Komplexität in der Versorgungswirtschaft“ notwendig geworden.

Stefanie Mollemeier wechselt von der Mettenmeier GmbH, die zur ITS Gruppe gehört, zur „items GmbH & Co. KG“ und bringt laut dem IT-Dienstleister umfangreiche Erfahrung aus der Software- und IT-Dienstleistungsbranche mit. In ihrer neuen Rolle soll sie insbesondere die Steuerung der operativen Geschäftsbereiche übernehmen, „den Spagat zwischen Hochverfügbarkeit, Informationssicherheit und Innovationsfähigkeit managen und die digitale Transformation bei den Kunden der Items unterstützen“.
 

Der 44-Jährige Olaf Schmetzke war im Dezember 2019 auf den Geschäftsführerposten gerückt. Laut Zeitungsbericht hat er jedoch das Vertrauen in der Belegschaft verloren. Der Betriebsrat hatte sich in einem Brandbrief an die Stadtvertreter gewandt. Hintergrund: Der Geschäftsführer soll durch starke Preiserhöhungen für Dienstleistungen im Garten- und Landschaftsbau (Ga-La) Kunden verprellt haben. Die Stadtwerke „hätten bereits mehrere langfristige Verträge und Aufträge verloren“. Schmetzke kündigte in der Folge aus betriebswirtschaftlichen Gründen einigen Ga-La-Bauern.

Deutlich gestiegen sind während seiner Dienstzeit auch die Preise für Fernwärme. Im Jahr 2022 lag der Arbeitspreis bei 6,29 Cent/kWh netto. Im Jahr darauf betrug 8,65 Cent/kWh. Für 2024 wies der Versorger 16,10 Cent/kWh netto aus – ein Anstieg um mehr als 150 Prozent binnen zweier Jahre. Der monatliche Grundpreis betrug 2022 36 Euro pro Kilowatt Anschlussleistung, 2024 waren es 90 Euro.

Gegenüber der Lokalpresse betonte Bürgermeister Thomas Witkowski, dass die Stadtwerke derzeit wirtschaftlich gut dastehen. „Sie sind nicht von einer Insolvenz bedroht, und auch ihr weiteres Bestehen ist nicht gefährdet“, sagte er dem Nordkurier. Im Jahresabschluss für das Jahr 2023 weist das Unternehmen mit 28 Mitarbeitenden einen Jahresüberschuss von 337.000 Euro aus. Im Jahr davor betrug der Jahresüberschuss 546.000 Euro. Als Schmetzke zum Geschäftsführer bestellt wurde, stand ein Fehlbetrag von rund 150.000 Euro zu Buche, 2020 war das Minus auf 70.000 geschrumpft, 2021 schlossen die Stadtwerke mit einem Überschuss von 26.000 Euro ab.

Das Leistungsspektrum des kommunalen Unternehmens umfasst Fernwärme, Garten- und Landschaftsbau, Kommunaltechnik, Winterdienst, Elektroarbeiten sowie Abrechnungsservice und Messdienst.

In Deutschland gibt es vier Übertragungsnetzbetreiber: Amprion, 50Hertz, Transnet BW und Tennet. Sie sind für die Infrastruktur der überregionalen Stromnetze verantwortlich. Die derzeit 866 Verteilernetzbetreiber sind für Stromnetze im Nieder-, Mittel- und Hochspannungsbereich zuständig.

Strom: Durch die Bank fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Dienstag wurde mit 70,25 Euro je Megawattstunde im Base und 53,50 Euro je Megawattstunde im Peak gehandelt. Am Freitag mussten für den Montag selbst in der Grundlast 102,00 Euro je Megawattstunde gezahlt werden.
Die Erneuerbaren-Einspeisung dürften mit knapp 30 Gigawatt am Dienstag deutlich höher ausfallen als noch am Montag, während für den Mittwoch bereits wieder moderatere Werte prognostiziert werden.

Das US-Wettermodell sieht für den Zeitraum bis Ende April eine zumeist unterdurchschnittliche Windstromerzeugung. Die Temperaturen dürften noch etwa bis 20. April leicht überdurchschnittlich ausfalle, anschließend soll es etwas kühler werden, mit Werten leicht unter dem langjährigen Mittel. In Frankreich liegt die Verfügbarkeit der Kernkraftwerke laut dem französischen Übertragungsnetzbetreiber RTE am Montag bei etwa 73 Prozent, nach 75 Prozent am Freitag. 38 der 56 Reaktoren sind demnach aktuell in Betrieb, 14 sind für Wartungsarbeiten vom Netz und 4 Reaktoren sind nur eingeschränkt in Betrieb.

CO2: Fester haben sich die Preise für COS-Emissionszertifikate zu Wochenbeginn gezeigt. Der Dec 25 gewann bis gegen 14.00 Uhr um 1,65 Euro auf 66,47 Euro je Tonne hinzu. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 14,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 66,89 Euro, das Tief bei 65,15 Euro je Tonne CO2. Nachdem die USA Ende vergangener Woche eine 90-tägige Pause für die zuvor verhängten Zölle angekündigt hatten, habe auch CO2 sich wieder erholt, sagten Händler.
 Erdgas: Etwas fester haben sich die europäischen Gaspreise am Montag präsentiert. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 0,425 Euro auf 34,00 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE legte der Day-ahead um 0,525 Euro auf 35,125 Euro je Megawattstunde zu. Das Aufwärtspotenzial bleibt nach Einschätzung von Marktbeobachtern aber begrenzt, da es eine Reihe von negativen Signalen gibt, die die Sorgen im Hinblick auf die Speichersituation verringern könnten.

„Der sich abzeichnende Handelskrieg zwischen den USA und China hat Spekulationen ausgelöst, dass mehr Lieferungen für Europa verfügbar sein werden“, so die Analysten von ANZ Research. „Die Region steht vor der schwierigen Aufgabe, die Lagerbestände wieder auf das vorgeschriebene Niveau zu bringen, nachdem ein kalter Winter die Nachfrage erhöht hat.“

Die Botschafter der EU-Länder befürworteten jedoch einen Plan, der es den Mitgliedern erlauben würde, um 10 Prozent von der Vorgabe abzuweichen, die Gasspeicher bis zum 1. November auf 90 Prozent der Kapazität zu füllen, sofern das Europäische Parlament dem zustimmt. Die Gasspeicher der EU sind derzeit zu 35,3 Prozent gefüllt und liegen damit deutlich unter dem Vorjahresniveau.

Unterdessen will die Europäische Union ein Angebot zum Kauf von mehr amerikanischem LNG vorlegen, im Rahmen von Gesprächen, die Präsident Trumps Zölle auf europäische Waren minimieren sollen, wie Politico berichtet. Das Angebot sei schon einmal als Reaktion auf Trumps Forderung, Europa solle mehr Öl und Gas aus seinem Land kaufen, ins Spiel gebracht worden, könnte aber laut Politico mit Plänen für EU-weite Bestellungen aktualisiert werden, die die Nachfrage nach US-LNG bündeln.