Das BGH-Urteil zur Ausgestaltung von Kundenanlagen war aber im Vorfeld erwartet worden (wir berichteten). Bereits im November 2024 hatte der Europäische Gerichtshof (EuGH) entschieden, dass die bisherige deutsche Regulierungspraxis nicht mit EU-Recht vereinbar ist.

Nach Auffassung des EuGH müssen für alle Stromerzeuger in der Europäischen Union die gleichen Marktregeln gelten. Die nationalstaatliche Ausnahme gemäß Paragraf 3 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) widerspricht in dem konkreten Fall dem EU-Recht, hatte der EuGH vorab geurteilt.

Darum geht es: Der Energiedienstleister Engie wollte erreichen, dass zwei Blockheizkraftwerke samt Leitungsnetz vom vorgelagerten Verteilnetzbetreiber, der Zwickauer Energieversorgung, als „Kundenanlagen“ anerkannt werden.

Die Anlagen haben eine elektrische Leistung von 20 und 40 kW. Der Strom fließt über getrennte Leitungssysteme in Wohnblöcken mit 96 und 160 Wohneinheiten. Den Strom verkauft Engie an die Mieter, ohne Netzentgelte auszuweisen oder sich regulatorisch genehmigen zu lassen.

Diese Praxis sieht der BGH als rechtswidrig an: Wer vor Ort Strom produziert und weiterverkauft, betreibt keine Kundenanlage, sondern ein Stromnetz und muss Netzgebühren verlangen. So schreibt das Gericht: „Die Leitungsanlagen der Antragstellerin sind aber Verteilernetze in diesem Sinn. Sie dienen der Weiterleitung von Elektrizität, die zum Verkauf an Endkunden durch die Antragstellerin bestimmt ist.“ 
 „Können nicht von der Regulierung ausgenommen werden“

Für den Bundesgerichtshof erfüllen die Anlagen und das Netz des Betreibers Engie die Kriterien eines Verteilernetzes. Sie werden genutzt, um Elektrizität weiterzuleiten, die von der Antragstellerin zum Verkauf an Endkunden vorgesehen ist. „Damit können sie nicht von den für die Regulierung der Netze geltenden Vorschriften ausgenommen werden.“

Das Urteil dürfte Auswirkungen auf die Betreiber geschlossener Stromversorgungsnetze haben. Diese geschlossenen Netze werden in Wohnblocks, auf Flughäfen, an Bahnhöfen, in Shopping-Malls oder Industrieparks betrieben, bislang – wie beschrieben – ohne die regulatorischen Pflichten eines Verteilnetzbetreibers.

Ob das Aus für die Kundenanlage so kommt, muss sich zeigen. Für Energieanwältin Gabriele Haas von der Kanzlei Noerr kommt die Entscheidung des Bundesgerichtshofs ebenfalls nicht überraschend vor dem Hintergrund des EuGH-Urteils. Allerdings: „Die Pressemitteilung des BGH deutet allerdings darauf hin, dass noch Raum für Kundenanlagen, die nicht der Netzregulierung unterworfen sind, bleibt.“

In welchem Umfang die Rechtsprechung des BGH für Mieterstrommodelle, Gewerbeareale oder Stromeinspeiseleitungen, die regelmäßig auf Kundenanlagenmodellen beruhen, relevant sein könnte, sei nach Angaben von Haas durchaus offen und könne nur anhand der Entscheidungsgründe, die noch zu veröffentlichen sind, beurteilt werden.

Als zentrale Handlungsfelder benannte Merz die Senkung der Energiepreise, den Bürokratieabbau sowie Investitionen in Infrastruktur. Die neue Bundesregierung will laut Merz wirtschaftliche Impulse mit steuerlichen Entlastungen und besseren Rahmenbedingungen setzen. Auch eine technologieoffene Energiepolitik mit beschleunigter Einführung von CO2-Abscheidung und -Speicherung kündigte er an. Ausdrücklich will er die Kernfusionsforschung fördern.

Wohlstand, Sicherheit und Zusammenhalt als Leitziele

Merz nannte drei politische Leitlinien: Wohlstand, Sicherheit und Zusammenhalt. Er knüpfte dabei an das historische Versprechen „Wohlstand für alle“ von Ludwig Erhard an, der als Vater des sogenannten Wirtschaftswunders der Nachkriegszeit gilt. Dieses Versprechen solle erneuert werden. Die wirtschaftliche Erholung soll durch niedrigere Stromsteuern und neue Abschreibungsregeln für Unternehmen unterstützt werden.

Gleichzeitig warnte Merz vor den finanziellen Risiken neuer Kreditspielräume. Kredite seien nur dann gerechtfertigt, wenn sie „dauerhaft und nachhaltig den Wert unserer Infrastruktur steigern“. Geplant ist die Nutzung von bis zu 150 Milliarden Euro aus einem insgesamt 500 Milliarden Euro umfassenden Infrastrukturfonds, der über zwölf Jahre angelegt ist.

Konflikte mit der EU-Kommission darüber drohen allerdings, weil diese mögliche Verstöße gegen europäische Schuldenregeln prüft. Finanzminister Lars Klingbeil (SPD) hatte zuvor angekündigt, bis Ende Juni den Haushaltsentwurf 2025 ins Kabinett einzubringen, damit er „im besten Fall“ noch vor der Sommerpause im Bundestag ansteht.

Reformen in Vorbereitung

Merz betonte, dass Deutschland ein Einwanderungsland bleibe, kündigte jedoch gleichzeitig verstärkte Abschiebungen an. Die Maßnahmen seien Teil eines umfassenderen sicherheits- und integrationspolitischen Konzepts. „Wer ausreichend Deutsch kann und selbst für seinen Unterhalt sorgt, ist weiter willkommen“, sagte der Kanzler.

Außenpolitisch will Merz Deutschland eine stärkere Führungsrolle in Europa verschaffen. Der neue Bundeskanzler kündigte an, sich aktiv in internationale Handelsfragen einzubringen und den Abschluss neuer EU-Handelsabkommen zu unterstützen. Einen Handelskonflikt mit den USA wolle er vermeiden.

Klimapolitik: CO2-Bepreisung als zentrales Instrument

„An den bestehenden Klimazielen hält die Bundesregierung fest“, so Merz. Im Zentrum der Klimapolitik stehe die Bepreisung des Treibhausgases CO2. Die Einnahmen daraus sollen laut Kanzler vollständig an Unternehmen und Verbraucher zurückgegeben werden. In der Energiepolitik wolle man technologieoffen und unideologisch agieren. Neben der CO2-Speicherung stehen auch strukturelle Reformen für schnellere Genehmigungsverfahren auf der Agenda. „Eine Unternehmensgründung binnen 24 Stunden“ nannte Merz als Ziel von Entbürokratisierung.

Zum Mindestlohn erklärte Merz, dass eine gesetzliche Anhebung auf 15 Euro nicht vorgesehen sei. Man wolle stattdessen an der unabhängigen Mindestlohnkommission festhalten, wie es im Koalitionsvertrag vereinbart wurde. Zwar sei ein Mindestlohn in dieser Höhe bis 2026 „wünschbar und erreichbar“, eine gesetzliche Festlegung lehne die Regierung aber ab. Damit widersprach Merz einem Vorstoß aus der SPD.

Erste Gesetze bis Juli geplant

Bereits in den kommenden Wochen sollen erste gesetzgeberische Maßnahmen folgen. Dazu gehören steuerfreie Hinzuverdienstmöglichkeiten für Rentnerinnen und Rentner, eine Senkung der Stromsteuer sowie neue Abschreibungsregeln für Unternehmen. Ab 2028 soll die Unternehmenssteuer jährlich um einen Prozentpunkt sinken. Ziel sei eine kurzfristige wirtschaftliche Belebung.

Die Initiative „H2vorOrt“ hat für die neue Planungsrunden einen Leitfaden zum Gasnetzgebietstransformationsplans (GTP) erstellt. Den GTP 2025 sehen die Experten als „Brücke zwischen freiwilliger Branchenplanung und künftigem Rechtsrahmen“. In dem Papier behandeln sie auch die Anforderungen aus neuen EU-Gasbinnenmarktrichtlinie.

Die Artikel 56 und 57 dieser Richtlinie enthalten die Planungsanforderungen für den Aufbau von Wasserstoffverteilnetzen sowie für die Wasserstofftransformation und Stilllegung von Erdgasverteilnetzen. Die GTP-Methodik unterstütze die Netzbetreiber dabei, diese Anforderungen umzusetzen. Zudem liefere sie die Datenbasis für die Erstellung der überarbeiteten „Langfristprognose 2.0“ der Kooperationsvereinbarung Gas für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff, heißt es weiter.

Im Fokus: „Umsetzbarkeit, Kohärenz und Effizienz“

Neu im GTP sei das Konzept der „Regionalen Transformationsplanung“. In Zusammenarbeit mit den Fernleitungsnetzbetreibern (FNB) und benachbarten Verteilnetzbetreibern (VNB) werden Planungen erstmals in netztopologischen Regionen abgestimmt, so die Experten. „Umsetzbarkeit, Kohärenz und Effizienz“ beim Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur sollen so maximiert werden.

„Der Leitfaden bereitet die Verteilnetzbetreiber gezielt auf die neuen Vorgaben aus Brüssel vor – nicht als nachgelagerte Umsetzer, sondern als aktive Mitgestalter der Wasserstoffinfrastruktur“, sagt Florian Feller, Vorsitzender der Initiative „H2vorOrt“.

Prof. Gerald Linke beschreibt den GTP 2015 als „Verbindung zwischen technischer Realität in den Verteilnetzen und den umsetzungsorientierten Ansätzen des neuen europäischen Rechtsrahmens“. Der Plan trage „zu einem integrierten Energiesystem bei, das Versorgungssicherheit, Klimaziele und wirtschaftliche Machbarkeit in Einklang bringt“ so der Vorstandsvorsitzender des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW).

Der Hauptgeschäftsführer des VKU, Ingbert Liebing, zeigt sich überzeugt, dass „in vielen Regionen eine zentrale Rolle in der zukünftigen Versorgung spielen“ wird. „Nur wenn Stadtwerke, Netzbetreiber und Kommunen gemeinsam planen, kann die Transformation der Gasverteilnetze und damit auch Energiewende vor Ort gelingen“, so Liebing.

Den GTP-Leitfaden 2025 steht auf der Website der Initiative „H2vorOrt“ als Download bereit.

Damit hat sich die EEX-Tochter Epex Spot mit Sitz in Paris durchgesetzt. Sie sprach sich Mitte April gegen den Termin 11. Juni als Start des 15-Minuten-Day-Ahead-Handels an den europäischen Spotmarktbörsen für Strom aus (wir berichteten). Sie verwies auf Sicherheitsbedenken. Nach Angaben des Unternehmens würden die internen und externen Testergebnisse „weit unter den Standards liegen und zu viele Fehler aufweisen“. Diese könnten nach Einschätzung der Börse erhebliche betriebliche Probleme verursachen.

Epex-Spot-CEO Jean-Francois Conil-Lacoste schlug stattdessen als Start des Handels den 30. September für die Stromlieferung zum 1. Oktober vor. „Wir sollten einen vernünftigen Starttermin nach dem Sommer ins Auge fassen, nämlich den 1. Oktober 2025, wie es auch von den Marktteilnehmern ursprünglich gewünscht wurde.“ In der jüngsten Sitzung aller Beteiligten setzte sich die Epex Spot für eine Verschiebung ein – mit Erfolg, wie nun mitgeteilt wurde.

Nicht alle Teilnehmer folgten der Meinung der Epex Spot

Allerdings teilten nicht alle Teilnehmer die Bedenken der Epex Spot: In der jetzt veröffentlichten Mitteilung heißt es unter anderem: „Die Tests mit den Marktteilnehmern liefen gut, und die meisten Projektteilnehmer waren technisch bereit für die geplante Inbetriebnahme am 11. Juni 2025.“

In einer Mitteilung Anfang Mai lehnten elf Betreiber von Strommarktbörsen aus ganz Europa zunächst eine Verschiebung des 15-Minuten-Day-Ahead-Handels ab. Die unterzeichnenden Strombörsen bekräftigten ihre „uneingeschränkte Bereitschaft und ihr Engagement“, die Einführung des 15-Minuten-Handels im Rahmen der Single Day-Ahead Coupling (SDAC) wie geplant am 11. Juni umzusetzen.

Sie stellten klar, dass sie die öffentlich geäußerten Bedenken der Epex Spot zur „Robustheit des Projekts“, die ohne Rücksprache mit anderen Projektparteien erfolgten, nicht teilen. Der Umstieg auf den 15-Minuten-Handel sei ein wichtiger Schritt zur „Effizienz- und Flexibilitätssteigerung des europäischen Strommarkts“. Er unterstütze maßgeblich die Integration erneuerbarer Energien und verbessere die Netzstabilität. Umfangreiche Vorbereitungen und umfangreiche Tests hätten die Robustheit und Zuverlässigkeit der Systeme für die höhere Komplexität des 15-Minuten-Handels bestätigt.

Der Single Day-Ahead Coupling (SDAC) ist ein zentraler Baustein der europäischen Strommarktintegration. Ziel ist es, einen einheitlichen, grenzüberschreitenden Strommarkt für den Folgetag (Day-Ahead-Markt) zu schaffen. Beteiligt sind die europäischen Strombörsen und Übertragungsnetzbetreiber, die im Rahmen des SDAC gemeinsam eine koordinierte Kapazitäts- und Marktzuweisung vornehmen.

Im SDAC-Prozess werden die Gebotsbücher der teilnehmenden Strombörsen mit einem einheitlichen Algorithmus gekoppelt. Dieser berücksichtigt sowohl die angebotenen Mengen und Preise als auch die verfügbaren grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten. Ziel ist es, die grenzüberschreitende Transportkapazität so zuzuweisen, dass eine kosteneffiziente Allokation von Erzeugung und Verbrauch erfolgt.

Die Integration der Day-Ahead-Märkte auf europäischer Ebene erhöht die Liquidität und ermöglicht eine bessere Nutzung der Erzeugungsressourcen. Gleichzeitig fördert sie den Wettbewerb über nationale Grenzen hinweg. Durch die gemeinsame Berechnung der Stromflüsse und Marktpreise wird vermieden, dass Kapazitäten ungenutzt bleiben oder ineffizient eingesetzt werden.

Präsentiert wurde diese am 14. Mai vom Präsidenten des Verbands und Generaldirektor des Stromkonzerns Verbund, Michael Strugl, sowie Generalsekretärin Barbara Schmidt in Wien. Schmidt betonte sinngemäß, die E-Wirtschaft nehme die oft geäußerte Kritik an den hohen Strompreisen für die Wirtschaft ernst. Sie wolle zu einem „starken Standort“ beitragen, ebenso aber zu einer sachlichen Diskussion, wozu die Studie diene.

Andere Kostenfaktoren für Unternehmen viel bedeutsamer

Laut deren Autor Sven Kreidelmeyer liegen die Stromkosten im Durchschnitt der gesamten österreichischen Industrie auf einem Niveau, das rund 0,9 Prozent ihres Umsatzes entspricht. In einzelnen Branchen sind diese Werte allerdings beträchtlich höher, etwa in der Chemieindustrie mit 3,0 Prozent, der Papier- und der Zementindustrie mit jeweils 2,7 Prozent sowie im Metallsektor mit 1,8 Prozent. Andere Kostenfaktoren sind laut Kreidelmeyer jedoch erheblich bedeutsamer: Die Personalkosten etwa beliefen sich im industrieweiten Durchschnitt auf etwa 19 Prozent der Höhe der Umsätze.

Zu unterschätzen seien die Aufwendungen der Industrie für elektrische Energie dennoch nicht, warnte Kreidelmeyer. Dies gelte insbesondere, weil Staaten wie Deutschland, mit deren Unternehmen Österreichs Industrie im Wettbewerb stehe, energiepolitische Entlastungsmaßnahmen planten. Vorgesehen sei unter anderem die Einführung eines Industriestrompreises. Hinzu komme, dass mit der zunehmenden Elektrifizierung zum Zweck der Senkung der CO2-Emissionen mit tendenziell steigenden Stromkosten zu rechnen sei. Diesen Entwicklungen müsse die österreichische Politik gegensteuern.

„Stromkosten-Ausgleichsgesetz“ sinnvoll

Als kurzfristig sinnvollste Maßnahme erachtet Prognos die sogenannte Strompreiskompensation, die in Österreich in Form des „Stromkosten-Ausgleichsgesetzes“ (SAG) bis Jahresbeginn galt. Sie ersetzte energieintensiven Unternehmen die Kosten für CO2-Zertifikate, die ihnen die Stromversorger weiterverrechneten. Laut Kreidelmeyer wäre es sinnvoll, das SAG wieder einzuführen – eine Forderung, die Industrieverbände bereits seit Monaten erheben.

Das Problem: Schon vor mehreren Wochen bekundete die für Energie zuständige Staatssekretärin im Wirtschaftsministerium (BMWET), Elisabeth Zehetner (Österreichische Volkspartei / ÖVP, konservativ), infolge der Budgetkrise stünden die für das SAG notwendigen rund 230 Millionen Euro pro Jahr nicht zur Verfügung.
 Auf den entsprechenden Hinweis der Redaktion konstatierte E-Wirtschafts-Präsident Strugl, er habe Verständnis für die Position Zehetners. Denke die Bundesregierung aus der ÖVP, den Sozialdemokraten (SPÖ) und den Liberalen (Neos) jedoch darüber nach, die Energiekosten für die Industrie einzudämmen, „dann wäre das SAG trotz des engen budgetären Spielraums zu priorisieren“.

„Erneuerbare“ ausbauen

Auf lange Sicht ist es laut Kreidelmeyer und Strugl notwendig, bevorzugt erneuerbare Energien zur Stromerzeugung einzusetzen. Damit sinke die Bedeutung von Preisentwicklungen bei fossilen Energieträgern, insbesondere Erdgas. Diese hätten in den vergangenen Jahren maßgeblich zum Anstieg der Großhandelspreise für Strom und in der Folge zu höheren Preisen für die Endkunden beigetragen.

Strugl ergänzte, Erdgas werde auch künftig zur Verstromung benötigt. Daher sei es wichtig, die Möglichkeit von Importen weiter zu gewährleisten. Zur Frage der Redaktion, wie in diesem Zusammenhang der Vorschlag der EU-Kommission zu beurteilen ist, Gasimporte aus Russland ab Ende 2027 vollständig zu verbieten, beschied Strugl, es gehe um eine „kluge und koordinierte Beschaffungspolitik“. Europa habe seit 2021/22 insbesondere mit dem russischen Angriff auf die Ukraine einen „Paradigmenwechsel“ hinsichtlich seiner Gasversorgung erlebt.

Strugl fügte hinzu, die E-Wirtschaft bekenne sich zur Entlastung der Industrie und sehe sich als „Teil der Lösung“ des Problems der Energiekosten. Mit der „Übergewinnsteuer“, anders gesagt, dem „Energiekrisenbetrag Strom“, trage die Branche 200 Millionen Euro pro Jahr zur Budgetsanierung bei. Ferner investiere sie „Milliardenbeträge“ in Kraftwerke und Netze, um das Angebot an elektrischer Energie zu erhöhen und damit die Stromkosten dauerhaft zu senken. „Allerdings brauchen wir unsere Erlöse, um investieren zu können“, resümierte Strugl.

Die Anlagen werden östlich und westlich der A 44 zwischen den Städten Bedburg (Rhein-Erft-Kreis) und Jüchen (Rhein-Kreis Neuss) auf rekultivierten Flächen des ehemaligen Tagebaus Garzweiler errichtet. Die Inbetriebnahme ist für Ende 2025 vorgesehen.

Katja Wünschel, CEO RWE Renewables Europe & Australia, sagt: „Wir treiben den Ausbau unseres Solarportfolios voran und nutzen dabei verstärkt Flächen entlang von Autobahnen.“ Solche Projekte profitierten nicht nur von schnelleren Genehmigungsverfahren, sondern genießen meist auch eine „deutlich höhere Akzeptanz in der Bevölkerung“.
 RWE ist bemüht, am Braunkohlstandort Garzweiler im Rheinischen Revier vermehrt Erneuerbare-Energien-Anlagen zu errichten. Bereits im vergangenen Jahr hatte RWE an einem Randstreifen der A 44 bei Bedburg eine erste Photovoltaikanlage in Betrieb genommen. Unweit davon betreibt das Unternehmen eine Agri-Photovoltaikanlage.

Insgesamt betreibt RWE aktuell sieben Photovoltaikanlagen im Rheinischen Revier, vier davon mit einem integrierten Batteriespeicher zur flexibleren Einspeisung ins Netz. Darüber hinaus hat RWE im April mit dem Bau einer weiteren Anlage im Braunkohle-Tagebau Hambach begonnen. In der Nähe der Ortschaft Niederzier werden dort über 22.000 Module mit 12 MW Leistung installiert. Weitere Projekte in der Region befinden sich laut RWE bereits in der Planung.

Auch auf kommunaler Ebene wird das Engagement begrüßt. Harald Zillikens, Bürgermeister der Stadt Jüchen, erklärt: „Die A 44 entwickelt sich immer mehr zur Energieautobahn. Die neuen PV-Anlagen auf rekultiviertem Tagebaugelände sind ein weiterer wichtiger Baustein auf dem Weg zu einer erfolgreichen Energiewende.“

Bisher hatte die Regierung keine Ursachen für den historischen Blackout ausgeschlossen, der mehr als 60 Millionen Menschen betraf. Ihm gingen nach den Worten der Ministerin am vorletzten Montagmittag drei plötzliche Ausfälle im Süden Spaniens voran: zuerst in einem Umspannwerk bei Granada, wenige Sekunden später in Sevilla sowie in Badajoz in der Extremadura.

Die drei ersten Ausfälle verursachten demnach einen Erzeugungsverlust, der zu einer Reihe von Abschaltungen führte. Vergeblich habe REE versucht, die Ausfälle zu isolieren.

Der Stromausfall ereignete sich am 28. April in der Mittagszeit. Das spanische Hochspannungsnetz wurde nach Angaben von Red Electrica zwischen 12.38 und 13.30 Uhr mitteleuropäischer Zeit vom europäischen Verbundnetz getrennt. Der Stromausfall legte in Spanien und Portugal Teile des öffentlichen Nahverkehrs, Kommunikation, Ampelanlagen, digitale Zahlungssysteme, Produktionsbetriebe und Krankenhäuser lahm. Auch Bankensysteme und Verkehrsleitsysteme waren betroffen. In Krankenhäusern mussten Notstromaggregate einspringen, um die Grundversorgung aufrechtzuerhalten.

Wer so im Zentrum der Energiewende steht, muss sich auch selbst ständig neuen Herausforderungen stellen, erläutert Vondegracht. „Wir helfen mit unseren Produkten, Lieferanten und Netzbetreibern, Ihre Prozesse zu digitalisieren, Effizienz und Wirtschaftlichkeit zu optimieren und die Wettbewerbsfähigkeit zu gewährleisten“, sagt er. Dafür seien sowohl einzelne Elemente verfügbar als auch Komplettlösungen, alles als Software-as-a-Service (SaaS). Wie das bei Soptim aussieht, und warum man sich für Cloudlösungen entschieden hat, hören Sie in der aktuellen Ausgabe des E&M-Energiefunks.

Gesprächspartner:

• Nico Vondegracht Prokurist und Bereichsleiter Platform von Soptim Digital Solutions

 
Warum Energiefunk?

Vierzehntäglich mittwochs bringt eine neue Folge des Energiefunks Fakten, Meinungen und Skurriles aus der Energiewelt. Neben dem Bericht steht die persönliche Meinung, der Aufruf, Ausbruch oder die plötzliche Einsicht der Energieakteure im Mittelpunkt. Dazu gehören Kurzinterviews aus Politik, Verbänden, Unternehmen oder Wissenschaft, Schlagzeilen der Woche, Trends, Entwicklungen, Prognosen zu aktuellen Prozessen in der Energiewelt und natürlich Meldungen aus der digitalen Welt. Auch das Kurzporträt eines Unternehmens oder innovativen Projekts wird aus aktuellem Anlass gezeichnet.

Wir nehmen die Macher der Energiewelt beim Wort. Ganz gleich, ob Erfolgsmeldung oder Rückzugsgefecht, bei uns stehen Politiker, Unternehmer oder Forscher Rede und Antwort. Zündende Idee oder Schlag in Wasser? Entscheiden Sie selbst beim Zuhören. Oder schicken Sie uns Ihre Meinung zum Thema, reden Sie mit.
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Kern des Konzepts ist der sogenannte Eavor-Loop, ein geschlossenes System, das ähnlich wie ein unterirdischer Heizkörper funktioniert. Zwei vertikale Bohrungen reichen bis in eine Tiefe von 4.500 Metern und verzweigen sich dort in insgesamt zwölf horizontale Strecken von je 3.000 bis 3.500 Metern Länge. Die eingeführte Flüssigkeit wird durch das heiße Gestein aufgeheizt und steigt über den Thermosiphon-Effekt ohne zusätzliche Pumpen zurück an die Oberfläche. Dort wird die Wärme über Wärmetauscher entnommen und für die Strom- oder Wärmeerzeugung genutzt.

Zuerst Strom, dann Wärme für Geretsried

Zunächst soll im Herbst 2025 die Stromerzeugung starten. Die Planung der Fernwärme-Versorgung läuft noch. Sobald die Wärme-Station fertiggestellt ist, wird Spie auch hier die Betriebsführung übernehmen. Die Stromproduktion erfolgt über eine ORC-Anlage (Organic Rankine Cycle), in der überschüssige Wärme CO2-arm in Strom umgewandelt wird. Spie verantwortet die technische Betriebsführung der oberirdischen Anlagenteile sowie die Wartung der ORC-Komponenten. Ein durchgehender Bereitschaftsdienst soll die Anlagenverfügbarkeit rund um die Uhr sicherstellen.

Laut Spie unterstützt das Unternehmen seinen Kunden zudem bei der Inbetriebnahme und rechtssicheren Inverkehrssetzung einzelner Anlagenteile. Dabei werde der Leistungsumfang flexibel an die Erfordernisse während der Vertragslaufzeit angepasst, erklärte Aaron Eißner, Vertriebsmanager im Geschäftsbereich Efficient Facilities von Spie Germany Switzerland Austria. Die Anlage soll künftig sowohl die Stadt als auch die umliegende Region klimafreundlich mit Strom und Fernwärme versorgen.

Dritte Anlage in Bayern

Die Geothermie-Anlage in Geretsried ist bereits das dritte Projekt dieser Art, das Spie in Bayern betreut. Weitere Standorte befinden sich in Dürrnhaar und Kirchstockach. Stefan Schusterschitz, Leiter des Geschäftsbereichs Efficient Facilities, bezeichnete Geothermie als „natürliche, stabile und zuverlässige Quelle für erneuerbare Energie“. Die Technologie könne einen wichtigen Beitrag zum künftigen Energiemix leisten.

Im BASF-Verbund wird Wasserstoff sowohl aus fossilen als auch aus erneuerbaren Energien hergestellt. Die neue Anlage hat eine Jahreskapazität von bis zu 8.000 Tonnen, der hergestellte Wasserstoff wird in das H2-Verbundnetz des Standorts eingespeist und von hier aus den Produktionsanlagen als Rohstoff zur Verfügung gestellt. Über einen Massenbilanzansatz wird der grüne Wasserstoff den neuen Produkten zugeordnet.

Die Megawattstunde Fernwärme kostet aktuell 118 Euro netto, ab Juli werden es 139 Euro sein. Damit liege Mainova noch unter dem aktuellen Bundesdurchschnitt von 152 Euro/MWh, der nach Einschätzung des Unternehmens jedoch weiter steigen dürfte. Hintergrund seien veränderte Marktbedingungen, regulatorischer Mehraufwand sowie sinkende Erlöse im Stromverkauf, die bislang zur Quersubventionierung der Fernwärme genutzt wurden.

Klimaschutz erfordert Investitionen

Mainova ist der größte Energieversorger in Frankfurt/Main und beliefert Haushalte sowie Unternehmen mit Strom, Gas, Wärme und Wasser. Das Unternehmen sieht sich mit steigenden Anforderungen konfrontiert – nicht zuletzt durch den politisch geplanten Ausstieg aus der Kohleverbrennung ab 2026. Dieser Faktor müsse künftig in die Preisformel einfließen, erklärte Vorstandsmitglied Martin Giehl vor Journalisten am 13. Mai.

Zudem plant Frankfurt eine weitreichende Transformation hin zur Klimaneutralität. Ein zentraler Baustein dabei ist der Ausbau der Fernwärme. Derzeit betreibt Mainova in Frankfurt ein Fernwärmenetz von 312 Kilometern Länge. In den kommenden 15 Jahren sollen weitere 450 Kilometer dazukommen – etwa 30 Kilometer pro Jahr. Ziel ist es, dass Fernwärme künftig 40 Prozent des städtischen Wärmemixes ausmacht und bis 2040 vollständig klimaneutral erzeugt wird.
 Giehl sprach vom größten Infrastrukturausbau in der Geschichte Frankfurts. Er verwies auf notwendige Investitionen in neue Kraftwerke, Großwärmepumpen, Abwärmeprojekte und Bohrungen für geothermische Quellen. Ab 2034 soll ein erheblicher Teil der Fernwärme aus Geothermie stammen. Diese Umstellung erfordere jedoch erhebliche Vorleistungen.

Energiewende erfasst den Wärmesektor

Die Preiserhöhung sei notwendig, um die Wettbewerbsfähigkeit der Fernwärme zu sichern, so Giehl. Derzeit sei der Betrieb einer Gasheizung noch rund 40 Prozent günstiger. Perspektivisch rechnet Mainova jedoch mit steigenden Gaspreisen und Anpassungen bei den Heizsystemen. Die Fernwärme sei im Einklang mit dem Gebäudeenergiegesetz und biete laut Giehl Vorteile wie geringe CO2-Emissionen, transparente Preisgestaltung, geringe Wartungskosten sowie erhöhte Sicherheit durch den Wegfall offener Flammen in Gebäuden.

Ein möglicher Hinderungsgrund für den Umstieg auf Fernwärme könnten jedoch die Investitionskosten für Hausanschlüsse sein. Diese bezifferte Mainova auf etwa 20.000 Euro je Immobilie – abhängig von Lage und baulichen Gegebenheiten.
Die Stadt Frankfurt verfolge trotz dieser Hürden weiterhin das Ziel, mit Unterstützung der Mainova den Wärmebereich stärker zu dekarbonisieren. Bisher habe der Fokus bei der Energiewende eher auf Strom gelegen, während im Wärmesektor noch überwiegend fossile Energien wie Erdgas zum Einsatz kämen, sagte Giehl. Das solle sich nun grundlegend ändern.

Das bereinigte operative Ergebnis (Adjusted Ebit) lag im ersten Halbjahr bei 273 Millionen Euro, nach 299 Millionen Euro im Vorjahr. Angesichts des herausfordernden Marktumfelds entspricht dieser Rückgang den Erwartungen des Unternehmens. Im Mehrjahresvergleich bewege sich das Ergebnis nach Angaben von MVV weiterhin auf einem guten Niveau. Der bereinigte Periodenüberschuss sank von 149 Millionen Euro im Vorjahr auf 131 Millionen Euro.

Positiv auf das Ergebnis wirkten sich vor allem eine bessere Anlagenverfügbarkeit im Segment Erzeugung und Infrastruktur sowie höhere, regulatorisch bedingte Erträge bei den Netzgesellschaften aus. Während die kühlere Witterung in den Wintermonaten zu einem höheren Energiebedarf beitrug, lag das Windaufkommen deutlich unter dem außergewöhnlich hohen Niveau des Vorjahres.

Jahresprognose bestätigt

Trotz des Ergebnisrückgangs hält MVV an der bisherigen Jahresprognose fest: Für das gesamte Geschäftsjahr 2024/2025 erwartet der Konzern weiterhin ein Ebit zwischen 350 und 400 Millionen Euro. 

Gleichzeitig hat MVV das Investitionstempo nochmals erhöht. In den ersten sechs Monaten des Geschäftsjahres investierte das Unternehmen 202 Millionen Euro in klimafreundliche Erzeugungstechnologien, Infrastrukturprojekte sowie neue Produkte und Dienstleistungen. Das sind über 50 Millionen Euro mehr als im Vergleichszeitraum des Vorjahres.

„Unsere stabile Geschäftsentwicklung ist die Basis für Zukunftsinvestitionen in Erzeugungstechnologien, Infrastrukturen sowie Produkte und Dienstleistungen“, erklärte Gabriel Clemens, seit April Vorstandsvorsitzender der MVV Energie AG. Den Angaben zufolge handelt es sich um das höchste Investitionsvolumen in einem ersten Halbjahr seit zehn Jahren.
 

Geschäftszahlen MVV Energie AG	1. Halbjahr 2024/25	1. Halbjahr 2023/24
Umsatz	3.484 Millionen Euro	4.425 Millionen Euro
Adjusted Ebit	273 Millionen Euro	299 Millionen Euro
Periodenüberschuss 1. Halbjahr	131 Millionen Euro	149 Millionen Euro
Mitarbeitende	6.680	6.447

Quelle: MVV

Der Außenumsatz für die Monate Januar bis März stieg um 11 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum auf 25,2 Milliarden Euro, wie Eon in Essen mitteilte. Das bereinigte Ebitda verbesserte sich auf 3,23 (Vorjahr: 2,75) Milliarden Euro und übertraf die Erwartungen der von Factset befragten Analysten, die im Schnitt mit 3,12 Milliarden Euro gerechnet hatten.

Im Geschäftsfeld Energy Retail stieg das bereinigte Ebitda nach Konzernangaben gegenüber dem Vorjahreszeitraum um knapp 70 Millionen Euro auf mehr 930 Millionen Euro. Positiv wirkten sich normalisierte Absatzmengen im Vergleich zum Vorjahresquartal aus, das von außergewöhnlich milden Temperaturen geprägt war, heißt es. Das Geschäftsfeld Energy Infrastructure Solutions steigerte das bereinigte Ebitda um 25 Prozent auf über 200 Millionen Euro.

13 Prozent Plus bei den Investitionen

Der bereinigte Konzernüberschuss kletterte um 22 Prozent auf 1,27 (1,05) Milliarden Euro, der bereinigte Gewinn je Aktie erreichte 49 nach 40 Cent im Vorjahr.

Die Analysten hatten im Schnitt mit einem bereinigten Konzernüberschuss von 1,26 Milliarden Euro gerechnet.

Die Investitionen in den ersten drei Monaten des Jahres summierten sich laut Management auf 1,5 Milliarden Euro – ein Plus von mehr als 13 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum.

„Unser Wachstumskurs setzt sich im ersten Quartal nahtlos fort“, sagte Eon-Finanzvorständin Nadia Jakobi. „An unserer Prognose für 2025 sowie unserem Ausblick für 2028 halten wir vollumfänglich fest.“

Für 2025 plant der Energiekonzern weiter mit einem bereinigten Konzerngewinn zwischen 2,85 Milliarden und 3,05 Milliarden Euro sowie einem bereinigten Ebitda zwischen 9,6 und 9,8 Milliarden Euro. Bis 2028 soll das bereinigte Ebitda auf mehr als 11,3 Milliarden Euro gesteigert werden.

Die Stromaufbringung aus Wasserkraft inklusive Bezugsrechten gibt der Verbund mit 5,47 Milliarden kWh an, was verglichen mit dem ersten Quartal 2024 einem Rückgang um 30,7 Prozent entspricht. Mit seinen Windparks erzeugte der Konzern rund 489 Millionen kWh, um 12,3 Prozent weniger als im Vorjahreszeitraum. Dem gegenüber verdreifachte sich die Stromproduktion des Gas- und Dampfkraftwerks Mellach II annähernd von 328 auf 915 Millionen kWh. Laut dem Quartalsbericht war Mellach II unter anderem „zur Beseitigung von Netzengpässen“ im Einsatz. Insgesamt lag die Eigenerzeugung des Verbunds mit 6,97 Milliarden kWh um 21,3 Prozent unter dem Wert des ersten Quartals 2024.

Weniger Absatz zu höherem Preis

Der Stromabsatz des Verbunds ging gegenüber dem ersten Quartal 2024 um 10,1 Prozent auf 15,38 Milliarden kWh zurück. Zwar konnte der Konzern seine Erlöse aus dem Stromabsatz um rund 14,5 Prozent oder 240,4 Millionen Euro auf 1,89 Milliarden Euro steigern. Er begründet dies mit dem höheren Niveau der Spotmarktpreise, das ihm eine Erhöhung seines erzielten Absatzpreises für Strom aus Wasserkraftwerken um 7,4 Prozent auf 126,8 Euro/MWh ermöglichte.

Nicht ausgleichen ließen sich damit aber die um rund 189,5 Millionen Euro gestiegenen Kosten für die Netznutzung sowie den Fremdstrom-, Gas- und Zertifikatebezug, der um 31,1 Millionen Euro höhere Personal- und sonstige Betriebsaufwand sowie die um knapp 200 Millionen Euro niedrigere „Bewertung und Realisierung von Energiederivaten“.

Prognose geringfügig niedriger

Seine Prognose für das Gesamtjahr 2025 revidierte der Verbund geringfügig nach unten. Bei der Präsentation der Jahresbilanz am 20. März hatte er das voraussichtliche Ebitda 2,7 bis 3,3 Milliarden Euro beziffert, was einen Rückgang um 5,2 bis 22,4 Prozent bedeutet hätte. Nun gibt er es 2,7 bis 3,2 Milliarden Euro an. Das Konzernergebnis soll sich auf 1,35 bis 1,70 Milliarden Euro belaufen. Bei der Vorstellung der Jahresbilanz war von 1,35 bis 1,75 Milliarden Euro die Rede gewesen, um 6,7 bis 28 Prozent weniger als 2024.

Der 60-Jährige verantwortet im Vorstand neben dem Posten des CEO auch das Finanzressort und war zuständig für Personal, Recht, Strategie- und Portfoliomanagement. Er stand seit November 2021 an der Spitze von Juwi. Bovenschen kam von der Akasol AG, einem Hersteller von Hochleistungs-Batteriesystemen. Unter seiner Leitung fand unter anderem die Eingliederung der Windwärts Energie GmbH in Juwi statt.

Die Juwi-Gesellschafterversammlung will spätestens im neuen Geschäftsjahr einen Nachfolger oder eine Nachfolgerin präsentieren. Bis dahin werden die beiden anderen Juwi-Geschäftsführer Stephan Hansen sowie Christian Arnold die Bereiche von Bovenschen übernehmen.

Juwi beschäftigt weltweit 1.350 Mitarbeiter und hat Niederlassungen in Italien, Griechenland, Südafrika, den USA, Indien sowie auf den Philippinen, in Thailand und Vietnam. Im Bereich Windenergie hat das Unternehmen mit Sitz in Wörrstadt bei Mainz (Rheinland-Pfalz) mehr als 1.200  Windenergie-Anlagen mit einer Leistung von etwa 3.000 MW an rund 200 Standorten realisiert. Im Solarbereich wurden rund 2.000 Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von etwa 4.100 MW errichtet.
 

 
Im Februar 2025 betrug der Wert für tausend Kubikfuß an exportiertem US-amerikanischem LNG 8,43 US-Dollar (umgerechnet 9,47 Euro). Verbunden mit den hohen Exportpreisen sind auch die internationalen Preise für den Import von LNG seit 2021 mit leichten Schwankungen stetig angestiegen. Dies zeigen Zahlen der U.S. Energy Information Administration (EIA). Die USA zählten im Jahr 2023 zu den drei größten Exportländern von LNG weltweit und verfolgten die Ambition, die nationalen Exportkapazitäten zukünftig weiter auszubauen. Insbesondere Europa importierte bisher große Mengen LNG aus den Vereinigten Staaten.

Strom: Leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch gezeigt, der sich damit der Tendenz bei CO2 und Gas anschloss. Der Day-ahead verlor 2,75 auf 66,50 Euro je Megawattstunde im Base. Für den Peak ergab sich indessen ein kleiner Aufschlag von 1,50 auf 27,75 Euro je Megawattstunde. Börslich zeigte sich der Day-ahead mit 66,24 Euro in der Grundlast und 27,49 Euro in der Spitzenlast. Für den Zeitraum zwischen 11 und 17 Uhr wurden dabei negative Stundenpreise ermittelt. Für den Berichtstag prognostizierten die Meteorologen von Eurowind in der Grundlast 29,3 Gigawatt an Erneuerbaren-Einspeisung, für den Donnerstag hingegen 30,3 Gigawatt. Für die Spitzlast wurden hingegen 47,7 Gigawatt für den Berichtstag und 45,9 Gigawatt für den Donnerstag vorhergesagt. Der Freitag dürfte laut Eurowind ein ähnliches Erneuerbarenprofil wie der Donnerstag aufweisen. Für die Tage danach rechnen die Meteorologen mit etwas geringeren Einspeisemengen.
Am langen Ende sank das Strom-Frontjahr um 1,31 auf 88,41 Euro.

CO2: Leichter haben sich die CO2-Preise am Mittwoch im Konvoi mit Strom und Gas präsentiert. Der Dec 25 notierte gegen 14.25 Uhr mit einem Abschlag von 0,69 auf 72,25 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden schwache 12 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 73,63 Euro, das Tief bei 71,98 Euro. Unterdessen haben in der Vorwoche spekulative Anleger die Nettolongpositionen um 1,5 Millionen auf 9,1 Millionen Zertifikate erhöht, was für eine weitere Aufhellung der Stimmung am CO2-Markt spricht. Bullish für den CO2-Markt ist zudem ein steiler Anstieg der Verbrennung fossiler Brennstoffe im Stromsektor. Dieser hat die unter das EU-Emissionshandelssystem fallenden Emissionen in den ersten vier Monaten des laufenden Jahres um fast 10 Prozent gegenüber dem Jahr 2024 steigen lassen, wie eine neue Analyse zeigt. Die Daten von Kayrros belegen demnach, dass die geringe Erzeugung aus erneuerbaren Energien und die höhere Nachfrage die vom EU-Emissionshandelssystem abgedeckten Emissionen über das Niveau von 2024 getrieben haben. Bernadett Papp, Head of Market Analysis von Pact Capital, sieht Unterstützung für den Dec 25 bei 72,33 Euro, dann bei 70,69 Euro und 69,40 Euro. Widerstand hat die Analystin bei 74,23 Euro, 75,17 Euro und 78,73 Euro ausgemacht.

Erdgas: Leichter haben sich die europäischen Gasmärkte am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat Juni am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.31 Uhr 0,800 auf 34,750 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es um 0,650 auf 35,800 Euro je Megawattstunde nach unten. Hoffnungen auf den Beginn von Friedensgesprächen in der Ukraine dürften sich etwas bearish auf die Preise ausgewirkt haben.
Unterdessen haben sich die europäischen Gas-Terminpreise für den Sommer 2025 in einem anhaltenden Abschlag gegenüber dem Winter 2025/26 eingependelt, was die reichliche Verfügbarkeit von Gas widerspiegelt und eine rasche Einspeicherung fördert. Die Spanne von Juli 2025 bis Januar 2026 wurde im Mai bisher in einem durchschnittlichen Contango von 1,64 Euro pro Megawattstunde gehandelt, verglichen mit einer durchschnittlichen Backwardation von 3,77 Euro im Januar. EU-weit sind die Speicher aktuell zu 43,13 Prozent gefüllt. Das sind 0,28 Prozentpunkte mehr als am Dienstag. Der Gasflow aus Norwegen beträgt für den Berichtstag 315,9 Millionen Kubikmeter.