29. Mai 2025
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
INSIDE EU ENERGIE: Planerfüllung
WÄRME: Wärmewende verliert an Tempo wegen ungezielter Förderung
REGULIERUNG: Verbände kritisieren Kürzungspläne für Netzentgelte
STUDIEN: Studie warnt vor Schwächen im Netzentwicklungsplan
REGULIERUNG: Wettbewerbsbehörde kritisiert Lage auf Österreichs Energiemärkten
RECHT: Gericht weist „Klimaklage“ gegen RWE ab
STROMSPEICHER: Baukostenzuschüsse für Speicher weiter ungeklärt
REGULIERUNG: „MaBiS-Hub“ nicht auf einen Schlag
HANDEL & MARKT
GASNETZ: FNB fordern Kurswechsel bei Gasspeicherung
GAS: OMV: Erschließung von Neptun Deep im Plan
REGENERATIVE: Plattform soll Stromvermarktung vereinfachen
STATISTIK DES TAGES: Negativpreise nehmen deutlich zu
TECHNIK
TECHNIK: Uniper plant Demo-Cracker mit Thyssenkrupp Uhde
STROMSPEICHER: Karlsruhe setzt auf Strom aus Großbatteriespeicher
ELEKTROFAHRZEUGE: Deutliche Fortschritte beim Ausbau der Elektromobilität
UNTERNEHMEN
IT: Neues Logo, neues Selbstverständnis
BILANZ: SWU erzielt Überschuss von 4,7 Millionen Euro
PERSONALIE: Beauftragte für Mittelstand und Maritimes ernannt
PERSONALIE: Nachfolge an der Spitze von MVV-Tochter
TOP-THEMA
Wege zur sozialen Wärmewende diskutiert
Quelle: Shutterstock / jamesteohart
WäRME.
Die Denkfabrik Agora Energiewende hat auf den Berliner Energietagen politische Maßnahmen für die Dekarbonisierung der Wärme vorgestellt. Diskutiert wurden auch die sozialen Folgen.
Die Denkfabrik Agora Energiewende präsentierte auf den Berliner Energietagen am 27. Mai ihre aktuelle Studie „Soziale Wärmewende“. Darin untersuchten die Autoren, wie sich Wohngebäudeeigentümer unter verschiedenen politischen Rahmenbedingungen verhalten – und welche finanziellen Konsequenzen das für unterschiedliche gesellschaftliche Gruppen hat. Ziel der Analyse ist es, Pfade aufzuzeigen, wie der Wohngebäudebestand in Deutschland klimaneutral werden kann, ohne die soziale Balance zu gefährden.
Der Gebäudesektor steht dabei vor einem doppelten Anspruch: Klimaschutz erfordert massive Investitionen in Effizienz, erneuerbare Energien und neue Heizsysteme. Gleichzeitig muss Wohnen bezahlbar bleiben – insbesondere für Mieterinnen und Mieter sowie einkommensschwache Haushalte. Laut der Studie „Klimaneutrales Deutschland“ liegt der Investitionsbedarf bei rund 200 Milliarden Euro jährlich, etwa ein Viertel davon entfällt auf zusätzliche Klimaschutzmaßnahmen.
Politischer Rahmen und Anreize
In der Modellrechnung von Agora Energiewende wurde ein konkreter Politikmix simuliert: eine Fortschreibung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG), eine umgesetzte kommunale Wärmeplanung und ein CO2-Preispfad im Rahmen des zweiten europäischen Emissionshandels (EU-ETS II). Demnach steigen die CO2-Preise real von 95 Euro pro Tonne im Jahr 2027 auf 166 Euro im Jahr 2045. Begleitend sollen Fördermittel in Höhe von 17 Milliarden Euro jährlich bereitstehen, etwa über die „Bundesförderung für effiziente Gebäude“.
Hinzu kommen sozial gestaffelte Fördermaßnahmen: Für das einkommensschwächste Viertel der Haushalte sieht der Vorschlag eine 100-prozentige Heizungsförderung vor. Vermietende, die die Kaltmiete nach einer Sanierung nur begrenzt erhöhen, sollen einen Bonus erhalten. Die Studie schlägt außerdem eine Reform der Förderkriterien vor: Statt idealer Zielzustände sollen künftig vor allem große Effizienzverbesserungen honoriert werden. Staatlich abgesicherte Finanzierungen, insbesondere über Banken, Bausparkassen und Stadtwerke, werden als zentrale Stellschraube genannt.
Ergebnisse der Simulation
Laut Agora Energiewende könnte mit dem untersuchten Politikmix ein klimaneutraler Wohngebäudebestand bis 2045 erreicht werden. Die notwendigen Instrumente umfassen unter anderem die Dekarbonisierung der Wärmenetze, eine gezielte Förderung für schlecht gedämmte Gebäude („Worst Performing Buildings“) sowie neue Mindeststandards für Energieeffizienz.
Der CO2-Preis hingegen habe in der Simulation nur geringe Lenkungswirkung entfaltet – zumindest auf dem aktuell vorgesehenen Niveau. Erst bei deutlich höheren Preisen wäre eine spürbare Verhaltensänderung zu erwarten, allerdings mit potenziell gravierenden sozialen Folgen.
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| Vergleich monatlicher Kosten für die Heizungssanierung (zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Agora Energiewende |
Verteilung der Kostenbelastung
Trotz sozial ausgestalteter Förderung bleiben laut Agora die finanziellen Lasten ungleich verteilt. Eigentümerinnen und Eigentümer, die ihre Immobilien selbst nutzen, tragen laut Studie die höchsten absoluten Kosten, sparen aber in der Folge der Nutzung. Mieterinnen und Mieter wiederum profitieren kaum von künftigen Einsparungen, da sich die Investitionen nicht direkt auf ihre Wohnkosten auswirken und auch nach Ende der Rückzahlung die Umlage auf die Miete bleibt. Vermietende können hingegen mittelfristig mit Mehreinnahmen rechnen. Diese Ergebnisse wurden anschließend diskutiert.
Volker Hoppenbrock (CDU) vom Bundeswirtschaftsministerium sagte, dass viel diskutiert wird, aber „erst in sechs Monaten“ mit Aussagen zu rechnen sei. „Soziale Gerechtigkeit ist schwierig bei den vielfachen Interessenlagen zwischen Eigentümern und Mietern“, sagte er.
Ingrid Vogler vom Spitzenverband der Wohnungswirtschaft GdW kritisierte in diesem Zusammenhang, dass die Modernisierungsumlage mit maximal zwei Euro pro Quadratmeter nach Sanierung oft nicht ausreiche, um die Investitionen der Vermieter zu decken – insbesondere angesichts gestiegener Baukosten. Daher würden viele Unternehmen bevorzugt in die Heizungstechnik investieren, etwa durch den Umstieg auf Wärmepumpen.
Niklas Wehbring vom kommunalen Versorger Enercity in Hannover bezeichnete Wärmenetze und klimafreundliche Fernwärme als die sozial verträglichste Lösung: „Wir garantieren unseren Kundinnen und Kunden, unter den Kosten einer Gasheizung zu bleiben.“ Daher forderte er mehr Förderung für diese Bereiche der Wärmewende. Franz Michel vom Deutschen Mieterbund wies darauf hin, dass vor allem Mieterinnen und Mieter mit geringem Einkommen, die keine staatlichen Unterstützungsleistungen erhalten, belastet seien. Sie hätten keinen Einfluss auf Gebäudetechnik oder Dämmung, müssten aber die höheren Kosten tragen. Der Umbau des Gebäudesektors in nur 20 Jahren benötige einen konsequenten und sozial abgefederten Politikmix, so das Fazit.
Quelle: Pixabay / NakNakNak / E&M
Planerfüllung
INSIDE EU ENERGIE. Die EU-Kommission sieht die Klimaziele für 2030 fast erreicht – doch bei Energieeffizienz, sozialer Ausgewogenheit und Umsetzung bleiben erhebliche Defizite.
Kommissionsvizepräsidentin Teresa Ribera kam direkt zur Sache: Die EU befinde sich auf dem besten Weg, ihre Klimaziele für 2030 zu erfüllen. Mehr noch: Die nationalen Klimapläne, die die Mitgliedsstaaten nach Brüssel übermittelt haben, zeigten, „dass die grüne Agenda zu mehr Investitionen und Wohlstand“ führe. Unterstützt von Klimakommissar Hoekstra und Energiekommissar Jörgensen versuchte sie am Mittwoch zu früher Stunde jeden Zweifel am Erfolg der europäischen Klimapolitik im Keim zu ersticken.
Alle drei waren sichtlich bemüht, den Eindruck zu vermitteln, dass die Mitgliedsstaaten in der Klimapolitik am gleichen Strang ziehen wie Brüssel und alle Voraussetzungen erfüllt sind, damit die EU ihr Klimaziel erreicht: 55 Prozent weniger Treibhausgase bis 2030. Die nationalen Energie- und Klimapläne (NECP) seien eine „gute Nachricht für das Klima und die Wirtschaft“, sagte Hoekstra. Auch der Energiekommissar sieht allen Grund „stolz“ auf das Erreichte zu sein, auch wenn Jörgensen einräumte, dass man nicht vollständig zufrieden sei.
Das gilt insbesondere für die Verbesserung der Energieeffizienz, die bislang weit hinter den Erfordernissen zurückbleibt. Nach den vorliegenden NECP würde die EU bis 2030 nur 8,1 Prozent Energie einsparen, anvisiert sind 11,7 Prozent. Das wären 31 Millionen Tonnen Rohöl-Äquivalente oder 4 Prozent mehr als vorgesehen. Bei den erneuerbaren Energien würde das Ziel von 42,5 Prozent um 1,5 Prozent verfehlt. In Wald und Flur würden nach den vorliegenden Plänen der Mitgliedsstaaten 45 bis 60 Millionen Tonnen CO2 zu wenig gespeichert.
Die Sektoren, die bislang nicht in den Emissionshandel einbezogen sind und der sogenannten Lastenteilung (ESR) unterliegen, würden ihr Klimaziel von 40 Prozent bis 2030 voraussichtlich um 2 Prozent verfehlen. Das sei eine deutliche Verbesserung im Vergleich zu den ersten Entwürfen der NECP, die die Mitgliedsstaaten auf Druck aus Brüssel nachgebessert haben. Zwölf Mitgliedsstaaten könnten ihr nationales Ziel mit den zusätzlich geplanten Maßnahmen erreichen, fünf Mitgliedsstaaten würden ihr Ziel voraussichtlich immer noch verfehlen.
Mehrzahl der Vorhaben finanziell nicht abgesichert
Deutschland würde sein Ziel im Rahmen des ESR voraussichtlich um knapp 20 Prozent und bei der Landnutzung in der gleichen Größenordnung verfehlen, ist aber bei der Verbesserung der Energieeffizienz und dem Ausbau der erneuerbaren Energien „auf Kurs“.
Insgesamt würde der CO2-Ausstoß der EU gegenüber 1990 nur um 54 statt 55 Prozent sinken. Dass es dazu wirklich kommt, ist jedoch ungewiß, denn bei den NECP handelt es sich eben nur um Pläne. Erreicht würden die Ziele der EU nur, wenn sie vollständig und fristgerecht umgesetzt würden. Nicht nur die Erfahrung zeigt, dass dies eher unwahrscheinlich ist, zumal die meisten Vorhaben nicht finanziell abgesichert sind. Auch der inzwischen erfolgte Kurswechsel in Brüssel ist kein Anreiz für größere, klimapolitische Ambitionen. Denn die europäischen Unternehmen sollen inzwischen nicht mehr nur das Klima schützen, sondern auch wettbewerbsfähig bleiben oder werden.
Dafür müssen die Klimaziele zumindest relativiert werden. So werden Importe unter 50 Tonnen CO2 pro Jahr vom Klimazoll freigestellt, um kleine Unternehmen(90 Prozent der Importeure nach Angaben der Kommission) von der damit verbundenen Bürokratie zu entlasten. Die EU erfasse damit immer noch 99 Prozent der CO2-Emissionen, heißt es in Brüssel. Ein Beitrag zu mehr Klimaschutz sei das aber nicht, räumt der Klimakommissar ein und: in anderen Fällen des Bürokratieabbaus werde ein so günstiges Verhältnis zwischen der Entlastung der Wirtschaft und weniger Klimaschutz voraussichtlich nicht erreicht.
Wackelige Berechnungsgrundlage
Die Berechnungen der Kommission beruhen außerdem auf einer unvollständigen Berechnungsgrundlage, weil Belgien, Polen und Estland ihre NECP noch gar nicht vorgelegt haben und der Energie- und Klimaplan der Slowakei zu spät in Brüssel eingetroffen ist, um noch berücksichtigt zu werden.
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| Tom Weingärtner Quelle: E&M |
In den meisten NECP vermisst die Kommission außerdem eine Analyse der Auswirkungen, die die Einführung des Emissionshandels für den Verkehr und den Gebäudesektor(ETS2) haben wird. In Brüssel fürchtet man, dass die damit verbundenen Belastungen für die privaten Haushalte politischer Sprengstoff werden: „Wenn die Transformation nicht fair ist und von der großen Mehrheit als fair wahrgenommen wird, dann wird sie nicht gelingen“, sagt Klimakommissar Hoekstra.
Die Kommission hofft deswegen, dass sich die Regierungen der Mitgliedsstaaten intensiver mit den sozialen Folgen der Energiewende befassen. Bis Juni sollen sie darlegen, wie sie finanziell schwache Haushalte und vulnerable Gruppen schützen und dabei auch vom Klima- und Sozialfonds der EU Gebrauch machen wollen.
Die Kommission will sich von den Risiken aber nicht beirren lassen. Es gelte nun, die Pläne umzusetzen und zu investieren, sagte Hoekstra: „Ich bin zuversichtlich, dass wir es schaffen können und werden.“
Wärmewende verliert an Tempo wegen ungezielter Förderung
Quelle: Ariadne Fokusreport Wärmewende 2024
WÄRME. Das Ariadne-Panel zeigt, dass die Wärmewende in Deutschland 2024 hinter den Erwartungen und Klimaschutzzielen zurückbleibt, besonders bei Sanierungen und neuen Heizsystemen.
Trotz politischer Zielsetzungen und der Einordnung der Wärmepumpe als Schlüsseltechnologie zeigt die Wärmewende in Deutschland laut aktuellen Daten des Projekts Ariadne nur verhaltene Fortschritte. Die vierte Erhebungswelle des „Wärme- & Wohnen-Panels“, durchgeführt im Herbst 2024 unter rund 15.000 Haushalten, belegt: Die Heizungsmodernisierungsrate sank 2024 auf den niedrigsten Stand seit Beginn der Erhebungen im Jahr 2021.
Der Anteil neu installierter Wärmepumpen lag mit 0,5 Prozent erstmals fast gleichauf mit dem Anteil neuer fossiler Heizkessel (0,7 Prozent). Haushalte mit Wärmepumpen wiesen mit 13,80 Euro pro Quadratmeter zudem deutlich geringere spezifische Heizkosten auf als der Durchschnitt aller Haushalte (17,70 Euro). Auch die Zustimmung zu einer CO2-Abgabe war in dieser Gruppe mit 51 Prozent überdurchschnittlich hoch. Dennoch bleibt der Anteil der Wärmepumpen-Betreiber gering – die Mehrheit heizt mit Gas oder Öl.
Die energetische Sanierungsrate der Gebäudehülle lag 2024 bei 1,1 Prozent und damit weiter unter dem Zielwert von 2 Prozent, den die Bundesregierung ausgegeben hat. Die Heizungsmodernisierungsrate, die 2022 noch bei 4,6 Prozent lag, fiel auf 1,3 Prozent zurück. Besonders häufig modernisieren Eigentümerinnen und Eigentümer Fenster und Dächer, während Maßnahmen wie die Dämmung von Kellerdecken seltener umgesetzt werden.
Wärmepumpen verzeichneten 2022 mit 1,5 Prozent ihrer höchsten Einbaurate, seither sank der Anteil deutlich. 2024 lag er zwar auf einem Tiefstand, aber immerhin gleichauf mit fossilen Heizkesseln. Die Bedeutung der Wärmepumpe bleibt somit erhalten, auch wenn der Markthochlauf an Tempo verloren hat. Eigentümer von Ein- und Zweifamilienhäusern sowie Haushalte mit höherem Einkommen investieren häufiger in energetische Maßnahmen.
Soziale Schieflage bei den Heizkosten
Die Heizkosten stiegen 2024 weiter an. Der Median der Heizkostenabschläge lag bei 1.800 Euro pro Haushalt im Jahr, nach 1.600 Euro im Vorjahr. Die spezifischen Heizkosten stiegen im Schnitt auf 17,70 Euro je Quadratmeter und Jahr. Haushalte mit niedrigen Einkommen zahlen dabei besonders hohe Heizkosten: Über 20 Euro je Quadratmeter und rund 9 Prozent ihres Nettoeinkommens entfallen auf Heizwärme – zuzüglich 5 Prozent für Strom. In der höchsten Einkommensgruppe liegt die Heizkostenbelastung dagegen bei rund 3 Prozent des Einkommens.
Die Unterschiede erklären sich unter anderem durch den Zustand der Gebäude: Ältere Bauten, insbesondere aus den Jahren 1949 bis 1978, verursachen mit 18,70 Euro pro Quadratmeter deutlich höhere Kosten als jüngere Gebäude, die ab 2002 errichtet wurden (13,20 Euro). Die Mehrheit der einkommensschwächeren Haushalte lebt in energetisch ungünstigen Gebäuden, was die finanzielle Belastung zusätzlich verstärkt. Zudem sind sie überwiegend Mieter und haben keinen Einfluss auf Heizsystem und Gebäudezustand.
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| Durchschnittliche Sanierungsrate der Gebäude nach Einkommen der Eigentümer (für Vollbild bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Ariadne Wärmereport 2024 |
Klimapolitik stößt auf gespaltene Zustimmung
Trotz steigender CO2-Preise bleibt die Zustimmung zur CO2-Abgabe stabil. 35 Prozent der Haushalte befürworten sie, 36 Prozent lehnen sie ab, 29 Prozent sind unentschieden. Die Zustimmung steigt mit der Energieeffizienz des Gebäudes und der verwendeten Heiztechnologie: Wer mit einer Wärmepumpe oder in einem modernen Haus lebt, unterstützt die Abgabe häufiger.
Allerdings spielt die subjektive Wahrnehmung der Belastung eine zentrale Rolle. Haushalte, die objektiv geringe Heizkosten aufweisen, sich jedoch als stark belastet empfinden, lehnen die CO2-Abgabe oft ab. Dies zeigt: Für die gesellschaftliche Akzeptanz klimapolitischer Maßnahmen kommt es nicht allein auf die reale Kostenbelastung an, sondern auch auf die Kommunikation und Wahrnehmung der Maßnahmen.
Forderung nach fairer und transparenter Politik
Laut dem Projekt Ariadne sollte die zukünftige Ausgestaltung der Wärmewende stärker soziale Aspekte berücksichtigen. Die Bürgerbeteiligung „Deliberation Wärmewende 2024“ im Rahmen des Projekts zeigt, dass viele Menschen klare Informationspolitik, gerechte Förderstrukturen und eine faire Kostenverteilung zwischen Mietenden und Vermietenden für zentral halten. Vor allem im Mietwohnungssegment besteht Handlungsbedarf – sowohl bei der Förderung als auch bei der Umsetzung energetischer Sanierungen.
Angesichts der geplanten Einbindung der CO2-Abgabe in das europäische Emissionshandelssystem ETS2 ab 2027 wird deutlich: Die Wärmewende kann nur gelingen, wenn sie sozialverträglich gestaltet wird. Die Daten des Ariadne-Panels legen nahe, dass eine breite Akzeptanz nur erreichbar ist, wenn Förderinstrumente gezielt einkommensschwache Haushalte entlasten und Sanierungshemmnisse abgebaut werden.
Die Studie des Ariadneprojekts zur Wohnwärme steht als PDF zum Download bereit.
Verbände kritisieren Kürzungspläne für Netzentgelte
Quelle: Bundesnetzagentur
REGULIERUNG. Sieben Energieverbände fordern die Bundesnetzagentur in einem Brief auf, die ab 2026 geplante Abschmelzung der vermiedenen Netznutzungsentgelte auszusetzen.
Die Bundesnetzagentur in Bonn will laut einem Konsultationspapier die vermiedenen Netznutzungsentgelte (vNNE) für dezentrale Stromerzeuger von 2026 bis 2028 stufenweise abschaffen. Dagegen protestieren sieben Branchenverbände in einem gemeinsamen Schreiben an den Präsidenten der Behörde, Klaus Müller.
Die Verbände kritisieren, dass der geplante Eingriff dem geltenden § 18 der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) zuwiderläuft und „unverhältnismäßig in den Investitionsschutz von Unternehmen eingreift“. Viele Kraft-Wärme-Kopplungs- (KWK-) Anlagen seien unter Einbeziehung der vNNE finanziert worden, betont AGFW-Geschäftsführer Werner Lutsch. Fielen die Zahlungen weg, verlören zahlreiche Bestandsanlagen ihre Wirtschaftlichkeit und stünden vor dem Aus.
Erst gesamte Netzentgeltsystematik reformieren
Die Bundesnetzagentur begründet die Abschmelzung mit Effizienz- und Kostenzielen. Für die Verbände sind diese Argumente „nicht nachvollziehbar“. Sie verweisen darauf, dass die Behörde gleichzeitig die Reform der allgemeinen Netzentgeltsystematik (Agnes) vorbereitet, die 2029 starten soll. „Einzelaspekte herauszugreifen, bevor das Gesamtkonzept steht, schafft Verunsicherung“, warnt VIK-Hauptgeschäftsführer Christian Seyfert. Der BDEW sieht zudem die Gefahr zusätzlicher Bürokratie, wenn Netzentgeltregeln mehrfach geändert werden.
Aus Sicht der Unterzeichner leisten KWK-Anlagen wesentliche Beiträge zur Versorgungssicherheit. Als lokal verortete, steuerbare Erzeuger entlasteten sie die Verteilnetze und erbringen Systemdienstleistungen. Entfiele der finanzielle Anreiz durch die vNNE, würden Betreiber ihre Anlagen in Spitzenlastzeiten seltener fahren, warnt der AGFW. Verteilnetzbetreiber müssten dann höhere Bezugsleistungen aus vorgelagerten Netzen bereitstellen. „Das erhöht am Ende die Kosten für Industrie, Gewerbe und Haushalte“, erläutert Seyfert.
KWK-Zukunft gefährdet
Auch klimapolitische Ziele sehen die Verbände gefährdet. Fielen gesicherte KWK-Kapazitäten weg, müsste der von der Bundesregierung geplante Ausbau neuer Kraftwerke größer ausfallen. Die daraus entstehenden Mehrkosten würden die erhofften Einsparungen durch geringere vNNE übersteigen, heißt es in dem Schreiben.
Auf rechtlicher Ebene verweisen die Verbände auf das Netzentgeltmodernisierungsgesetz (Nemog) von 2017. Dieses hat die vNNE zwar für neue Anlagen abgeschafft, aber einen Bestandsschutz bis Ende 2028 festgeschrieben. Ein Eingriff bereits 2026 verletze daher das Prinzip des Vertrauensschutzes. In seiner Stellungnahme zum Bürokratieentlastungsgesetz IV habe auch der Bundesrat ähnliche Bedenken angemeldet, erinnert der VIK.
Die Autoren fordern, die Zukunft der vNNE im Rahmen des Agnes-Prozesses zu klären. Übergangsfristen und ein tragfähiges Kapazitätsmarktdesign müssten stehen, bevor das bisherige Entgeltinstrument entfallen könne. Nur so lasse sich eine „konsistente, systemdienliche und faire Lösung“ für alle Marktteilnehmer erreichen.
Unterzeichner sind der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK (AGFW), der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), der Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung (B.KWK), der Fachverband Holzenergie (FVH) im Bundesverband Bioenergie, der Verband Deutscher Maschinen und Anlagenbau (VDMA), der Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) sowie der Verband kommunaler Unternehmen (VKU).
Das Konsultationsverfahren der Bundesnetzagentur läuft bis Mitte Juni 2025. Eine endgültige Festlegung ist für das dritte Quartal 2025 angekündigt. Bis dahin wollen die Verbände das Thema in Fachgremien und politischen Gesprächen präsent halten.
Das Verbändeschreiben zu den Netzentgelten steht im Internet bereit.
Studie warnt vor Schwächen im Netzentwicklungsplan
Quelle: Adequacy 2050 - Transnet BW
STUDIEN. Die Studie „Adequacy 2050“ von Transnet BW analysiert, wie robust die Energieversorgung in Deutschland und Europa gegenüber Klimarisiken und Netzdefiziten ist und nennt Handlungsfelder.
Die langfristige Versorgungssicherheit in einem klimaneutralen Energiesystem hängt stärker als bislang angenommen von realistischen Annahmen über Wettervariabilität, europäische Zusammenarbeit und die tatsächliche Verfügbarkeit flexibler Stromnutzung ab. Zu diesem Ergebnis kommt die jetzt veröffentlichte Studie „Adequacy 2050“, die unter Federführung des Übertragungsnetzbetreibers Transnet BW gemeinsam mit Partnern aus Wissenschaft und Regulierung erarbeitet wurde.
Im Mittelpunkt steht die Frage, ob die im aktuellen Netzentwicklungsplan (NEP 2023) enthaltenen Planungen ausreichen, um auch unter den Bedingungen des Klimawandels eine sichere Stromversorgung zu gewährleisten. Dabei zeigt sich: Der NEP könnte den tatsächlichen Bedarf an Infrastruktur und Flexibilität unterschätzen.
Erstmals Erzeugung, Markt und Netz verknüpft
Die Analyse berücksichtigt zum ersten Mal in einem integrierten Ansatz sowohl Erzeugungsadäquanz – also die ausreichende Verfügbarkeit von Kraftwerkskapazitäten – als auch Netzadäquanz, die für die physische Übertragung des Stroms notwendig ist. Grundlage ist eine Modellkette aus Energiesystem-, Markt- und Netzmodell mit stundenbasierten Berechnungen für verschiedene Szenarien.
Ein zentrales Ergebnis der Studie: Die wetterbedingte Schwankung bei Wind- und Solarstromerzeugung kann im Jahresvergleich bis zu 15 Prozent betragen. Diese Variabilität beeinflusst unmittelbar die Versorgungssicherheit – besonders in Jahren mit niedriger Einspeisung erneuerbarer Energien.
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| Fragestellungen von Transnet BW zum Stromnetz 2050 (für Vollbild bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Adequacy 2050 Studie |
Prosumer müssen flexibler werden
Auch Annahmen über die Flexibilität im System wurden kritisch überprüft. So zeigt sich, dass fehlende Marktteilnahme von Prosumern – also von Verbrauchern, die auch selbst Strom erzeugen – deutliche Kostenfolgen haben kann. Bis zu elf Milliarden Euro höhere Systemkosten jährlich seien laut den Studienautoren europaweit möglich, wenn diese Flexibilitätsoption ausbleibt. Smart Meter, dynamische Tarife und aktives Lastmanagement würden damit zu notwendigen Elementen eines wirtschaftlich tragfähigen Stromsystems.
Darüber hinaus weist „Adequacy 2050“ auf die besondere Bedeutung grenzüberschreitender Stromverbindungen hin. Ein stärker vernetztes europäisches Stromsystem könne nicht nur Kosten senken – das Einsparpotenzial wird auf bis zu 18 Milliarden Euro jährlich beziffert –, sondern auch die Resilienz gegenüber Extremsituationen erhöhen.
Deutschland braucht mehr Wasserstoff
Für Deutschland identifizieren die Studienautoren zusätzlichen Bedarf an Wasserstoffkapazitäten: Bis zu 9.000 MW müssten zusätzlich zum Referenzszenario des NEP verfügbar gemacht werden, um in wetterbedingten Engpasssituationen die Versorgung zu sichern.
Die Studie richtet sich explizit auch an politische Entscheidungsträger, Netzplaner und Investoren. Sie quantifiziert Risiken mit Kennzahlen wie der „Energy Not Served“ (ENS), also der Energiemenge, die nicht zur Deckung der Nachfrage zur Verfügung steht, und den „Loss of Load“-Stunden (LoL), also den Stunden, in denen die vollständige Versorgung nicht gewährleistet ist.
Lob von Experten
Zahlreiche Fachleute aus Forschung und Praxis haben das Projekt als Beiräte begleitet. Marion Schroedter-Homscheidt vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) hob hervor, dass die Einbeziehung von Wettervariabilität ein wichtiger Fortschritt sei. Markus Doll von der Bundesnetzagentur bezeichnete „Adequacy 2050“ als bedeutende wissenschaftliche Ergänzung zu den gesetzlichen Planungsinstrumenten.
Weitere Stimmen lobten den interdisziplinären Ansatz und die methodische Tiefe. So betonte etwa Prof. Dogan Keles von der Technischen Universität Dänemark, dass die gleichzeitige Betrachtung von Erzeugung und Netz einen umfassenden Blick auf die Systemadäquanz ermögliche.
Das Energiesystemmodell der Adequacy 2050 steht im Internet bereit:
Die Studie „Adequacy 2050“ steht als PDF zum Download bereit.
Wettbewerbsbehörde kritisiert Lage auf Österreichs Energiemärkten
Quelle: Fotolia / Bertold Werkmann
REGULIERUNG. Laut Generaldirektorin Harsdorf wird die Branchenuntersuchung zu Strom und Gas vor dem Sommer veröffentlicht, jene zur Fernwärme im November. In allen Sektoren bestehe Handlungsbedarf.
Noch vor dem Sommer wollen Österreichs Bundeswettbewerbsbehörde (BWB) und der Regulator E-Control den Endbericht ihrer seit Januar 2023 tätigen gemeinsamen Task Force zum Strom- und Gasmarkt vorstellen. Das verlautete die Generaldirektorin der BWB, Natalie Harsdorf, am 28. Mai im Klub der Wirtschaftspublizisten in Wien. Ihr zufolge wird der Bericht nicht zuletzt Empfehlungen an die Politik zur Stärkung des Wettbewerbs enthalten. Auf das Ersuchen der Redaktion um Details konstatierte Harsdorf, sie könne der Präsentation nicht vorgreifen. Grob gesprochen, würden die BWB und die E-Control ihren Rat wiederholen, wechselseitige Beteiligungen zwischen den Energieunternehmen aufzulösen und die Verbraucherrechte weiter zu stärken.
Ferner sollte nach Ansicht der beiden Behörden die Geltung des „Bundesgesetzes zur Abmilderung von Krisenfolgen und zur Verbesserung der Marktbedingungen im Falle von marktbeherrschenden Energieversorgern“ über das Jahresende 2027 hinaus verlängert werden. Dieses im Juni 2024 beschlossene Gesetz verbietet jedem Anbieter von Strom, Erdgas und Fernwärme, seine allfällige beherrschende Stellung auf einem entsprechenden Markt zu missbrauchen, „indem er Einkaufs- oder Verkaufspreise oder sonstige Geschäftsbedingungen fordert, die ungünstiger sind als diejenigen anderer Versorgungsunternehmen oder von Unternehmen auf vergleichbaren Märkten“. Der Anbieter hat den Behörden gegenüber nachzuweisen, dass die geforderten Preise „sachlich gerechtfertigt“ sind.
Weil damit die Umkehrung der Beweislast erfolgt, waren die betroffenen Unternehmen im vergangenen Jahr gegen das Gesetz Sturm gelaufen. Ein hochrangiger Manager, der nicht namentlich genannt werden wollte, verlautete damals gegenüber der Redaktion, er fühle sich „wie in Russland“. Dort gebe es ein Sprichwort, das laute: „Und nun beweise, dass Du kein Kamel bist.“
„Monopolisten“ auf dem Fernwärmemarkt
Heikel ist das Gesetz auch, weil damit den Wettbewerbsbehörden Zugriff auf den Fernwärmesektor geboten wird. Harsdorf verwies im Klub der Wirtschaftspublizisten auf die seit Sommer 2024 laufende Branchenuntersuchung der BWB. Für November kündigte Harsdorf die Vorlage des diesbezüglichen Endberichts an. Ihr zufolge beschwerten sich Kunden im Gefolge der massiven Steigerungen der Strom- und Gaspreise in den vergangenen Jahren vermehrt über angeblich intransparente Lieferbedingungen sowie nicht nachvollziehbare Preise für Fernwärme. In manchen Kommunen wie Wien und der oberösterreichischen Landeshauptstadt Linz beruht die Fernwärmebereitstellung zu einem erheblichen Teil auf Kraft-Wärme-Kopplungen, die mit Erdgas befeuert werden.
Laut Harsdorf sind die Fernwärmeanbieter „Monopolisten“ unterschiedlicher Größe. Daher sei es verwunderlich, dass keine regulatorischen Vorgaben für den Fernwärmemarkt bestehen. Auch ist der Energiemarkt-Regulator E-Control für diesen Sektor nicht zuständig. Auf die Frage der Redaktion, ob die BWB eine Regulierung dieses Marktes wünscht, erläuterte Harsdorf, der für November angekündigte Bericht werde jedenfalls „wettbewerbliche Leitplanken aufstellen“.
Hochrangige Vertreter der E-Control hatten in den vergangenen Monaten hinter vorgehaltener Hand mehrfach angedeutet, Bestrebungen einer Regulierung des Fernwärmemarktes aufgeschlossen gegenüberzustehen. Dem Vernehmen nach sollen manche großen Anbieter über derartige Überlegungen dagegen alles andere als erbaut sein.
Begrenzte Kompetenzen
Harsdorf konstatierte sinngemäß, leider seien die Kompetenzen ihrer Behörde hinsichtlich der Sektoruntersuchungen erheblich enger gefasst als jene des deutschen Bundeskartellamts. Dieses könne auf Basis solcher Untersuchungen zumindest in gewissem Umfang in die jeweiligen Märkte eingreifen: „In Österreich enden diese mit einem Bericht und mit Empfehlungen.“ Als problematisch erachtete Verhältnisse ändern könne die BWB dagegen nicht.
Gericht weist „Klimaklage“ gegen RWE ab
Quelle: Shutterstock
RECHT. Muss sich der Kohlekraftwerksbetreiber RWE an Schutzmaßnahmen gegen eine mögliche Flutwelle durch einen Gletschersee in Peru beteiligen? Das OLG Hamm sagt nein - und aber.
Die aufgelaufenen Kosten sind gewaltig, viele Menschen haben sich über Jahre an der sogenannten Klimaklage eines peruanischen Bauern und Bergführers gegen den Energiekonzern RWE beteiligt. Der Vorsitzende Richter Rolf Meyer am Oberlandesgericht (OLG) Hamm sprach bei der Urteilsbegründung von einem bedeutenden Prozess. Allein die Gerichts- und Gutachterkosten belaufen sich auf rund 800.000 Euro.
Am Ende wies das Gericht die Klage des Peruaners ab. Der Landwirt und Bergführer Saul Luciano Lliuya wollte mit dem Zivilprozess erreichen, dass sich RWE an Kosten für Schutzmaßnahmen gegen eine mögliche Flutwelle durch den Gletschersee Palcacocha beteiligt. Zuvor hatte sich das Landgericht Essen bereits mit der Klage befasst.
Gericht stützt sich auf Gutachten von Sachverständigen
Zur Begründung des Urteils sagte der Vorsitzende Richter Meyer, die Wahrscheinlichkeit, dass das Haus des Klägers in den nächsten 30 Jahren durch eine Flutwelle etwa durch einen Gletscherabbruch oder einen sogenannten Felssturz ausgelöst werden könnte, sei zu gering. Der Senat stützt sich dabei auf Gutachten von Sachverständigen.
Rechtsgrundlage ist das Bürgerliche Gesetzbuch. Laut OLG könnte der Kläger einen Anspruch darauf haben, dass RWE als Verursacher von CO2-Emissionen verpflichtet werden könnte, Kosten etwa für einen Schutzdamm zu übernehmen. Die Entfernung zwischen RWE in Deutschland und dem Kläger in Peru spiele dabei keine Rolle.
Das OLG betonte, dass sich RWE nicht auf den nach deutschem Recht bestehenden Versorgungsauftrag berufen könne, um eine Beeinträchtigung des Eigentums des Klägers in Peru zu rechtfertigen. In diesem Einzelfall sei aber nun einmal keine konkrete Gefahr für dessen Grundstück nachweisbar.
Der Vorsitzende Richter führte in seiner Begründung ausführlich aus, dass die Gefahren durch den Ausstoß von CO2 lange bekannt und wissenschaftlich belegt seien. Er verwies auf Studien aus den 1960er Jahren in den USA und auf Erkenntnisse von deutschen Forschern. Das jetzt vom OLG gefällte Urteil sei aber nichts Neues, betonte Meyer. Das sei ständige Rechtssprechung in Deutschland. „Wir haben uns nichts Neues ausgedacht“, sagte er.
Revision ließ das Oberlandesgericht nicht zu. Da der Streitwert zu gering ist, ist dagegen keine Beschwerde möglich. Der Rechtsweg zum Bundesgerichtshof in Karlsruhe ist damit nicht möglich.
Greenpeace sieht Erfolg für Klimaschützer
Roda Verheyen, Rechtsanwältin von Luciano Lliuya bedankte sich im Namen ihres Mandanten für die Ernsthaftigkeit, mit der das Gericht den Fall behandelt habe. „Große Emittenten können für die Folgen ihrer Treibhausgasemissionen zur Verantwortung gezogen werden. Deutsches Zivilrecht ist im Kontext der Klimakrise anwendbar“, sagte Verheyen laut Mitteilung.
Zwar habe das Gericht das Flutrisiko für ihren Mandanten selbst als nicht ausreichend hoch bewertet. Aber klar sei: „Das Urteil von heute ist ein Meilenstein und wird Klimaklagen gegen fossile Unternehmen und damit der Abkehr von fossilen Brennstoffen weltweit Rückenwind geben.“
Auch die Umweltschutzorganisation Greenpeace sprach von einem Erfolg für Klimaschützer, weil das Gericht klar sage: „große klimaschädliche Unternehmen können zur Rechenschaft gezogen werden“. Es betone die Verantwortung dieser Unternehmen für die Klimakrise.
Aus Sicht von RWE ist mit der OLG-Entscheidung der von Nicht-Regierungsorganisationen unterstützte Versuch gescheitert, über die Klage einen Präzedenzfall zu schaffen, um nach deutschem Recht Unternehmen für Auswirkungen des Klimawandels weltweit verantwortlich zu machen.
RWE habe eine solche zivilrechtliche „Klimahaftung“ nach deutschem Recht für unzulässig gehalten. Sie hätte unabsehbare Folgen für den Industriestandort Deutschland, weil letztlich gegen jedes deutsche Unternehmen Ansprüche aus Klimafolgeschäden irgendwo auf der Welt geltend gemacht werden könnten.
Baukostenzuschüsse für Speicher weiter ungeklärt
Quelle: Fotolia / malp
STROMSPEICHER. Der Bundesgerichtshof hat keine Entscheidung zur Zulässigkeit von Baukostenzuschüssen für Stromspeicher gefällt, aus Sicht des Speicherverbandes (BVES) ein Rückschlag für die Branche.
Der Bundesgerichtshof (BGH) hat am 27. Mai nicht wie erwartet über die Zulässigkeit von Baukostenzuschüssen (BKZ) für Stromspeicher nach dem klassischen Leistungspreismodell entschieden. Damit bleibt die seit Monaten geforderte rechtliche Klärung aus. Laut dem Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) verschärft sich dadurch die Unsicherheit für Speicherbetreiber und Netzbetreiber gleichermaßen.
Urban Windelen, Bundesgeschäftsführer des BVES, kritisierte die Entscheidung des BGH deutlich: „Wir haben bereits eine rechtliche Einordnung von Speichern im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG): Speicher verschieben die Energienutzung. Daraus müssen endlich Konsequenzen folgen.“ Die Netzregulierung müsse nun zeitnah an diese Systemfunktion angepasst werden. Weitere Verzögerungen seien für die Branche nicht akzeptabel, so Windelen weiter.
Entscheidung des OLG Düsseldorf nicht umgesetzt
Bereits im Dezember 2023 hatte das Oberlandesgericht (OLG) Düsseldorf im Rahmen eines Beschwerdeverfahrens im Sinne eines Speicherbetreibers geurteilt. Dieser hatte sich gegen einen Baukostenzuschuss gewehrt, der nach dem traditionellen Leistungspreismodell erhoben worden war. Das OLG stellte dabei klar, dass Speicheranlagen eine eigenständige energiewirtschaftliche Funktion erfüllen. Die Entscheidung hätte nach Einschätzung des BVES als Basis für eine differenzierte Neubewertung der BKZ-Systematik dienen können.
Die Bundesnetzagentur reagierte jedoch anders: Sie legte gegen das Urteil Rechtsmittel ein und veröffentlichte parallel ein Positionspapier, das dem OLG-Urteil in wesentlichen Punkten widerspricht. Laut BVES führte dieses Vorgehen zu monatelanger rechtlicher Unsicherheit. Projekte wurden verzögert, Investitionen verschoben und Streitigkeiten über die BKZ-Ausgestaltung nahmen zu.
Windelen betonte, dass nicht nur Investoren und Betreiber von Speicheranlagen betroffen seien. Auch Netzbetreiber litten unter der mangelnden Rechtsklarheit: „Planungsprozesse verzögern sich, Kosten steigen, wichtige Flexibilitätslösungen bleiben auf der Strecke – trotz politischen Willens zum Speicherausbau“, kommentierte er. Laut BVES wird dadurch das Ziel eines flexibleren und resilienteren Energiesystems gefährdet.
Der Verband fordert daher die Bundesnetzagentur und den Gesetzgeber auf, Verantwortung zu übernehmen. Auch ohne höchstrichterliche Entscheidung brauche es nun schnell eine rechtskonforme und praxistaugliche Lösung. Sollte der BGH das Verfahren an das OLG Düsseldorf zurückverweisen, drohten weitere Verzögerungen um Monate oder Jahre. Das sei angesichts der energiepolitischen Herausforderungen nicht tragbar.
Der BVES kündigt an, das Verfahren weiterhin eng zu begleiten. Ziel sei es, gemeinsam mit allen relevanten Akteuren tragfähige Rahmenbedingungen für die Einbindung von Speichertechnologien in das Energiesystem zu schaffen.
„MaBiS-Hub“ nicht auf einen Schlag
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REGULIERUNG. Die Bundesnetzagentur will das Festlegungsverfahren für die „Aggregation und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten“ in zwei Teile spalten. Es soll eine „gestaffelte Umsetzung“ geben.
Neuer Ansatz der Bundesnetzagentur für „MaBiS-Hub“: Die Bonner Behörde plant, das Festlegungsverfahren für die „Aggregation und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten bei Strom in zwei Verfahrensblöcke aufzuteilen. Im ersten soll es es um die „zentrale Aggregation von allen viertelstundenscharf bilanzierten Marktlokationen und Tranchen zu Summenzeitreihen sowie die Aufbereitung der Messwerte von der Messlokation zur Marktlokation“ gehen. Im zweiten Block will der Regulierer dann die aus den Eckpunktepapieren ersichtlichen weiteren Inhalte zu den Themen Bilanzierung und Bilanzkreisabrechnung umsetzen.
Die 6. Beschlusskammer hat am 27. Mai hat einen Überblick über die Arbeitshypothesen und zum Verfahrensstand veröffentlicht. Es handelt sich noch nicht im Konsultationsunterlagen. Die marktweite Konsultation ist für das dritte Quartal dieses Jahres vorgesehen. Das Festlegungsverfahren soll im Laufe des Jahres 2026 abgeschlossen werden.
Mit dem Prozedere unterzieht die Beschlusskammer „die bislang geltenden Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom aufgrund der sich ergebenden Auswirkungen insgesamt einer Revision“. Ziel sei eine „Neuausrichtung unter Einsatz neuer technologischer Möglichkeiten, um involvierte Marktpartner spürbar zu entlasten“, heißt es.
Mit dieser Neuausrichtung sollen Tätigkeiten bei Aggregation und Abrechnung von Stromnetzdaten von Verteilnetz- auf Übertragungsbetreiber verlagert werden. Verteilnetzbetreiber zeigen sich nicht begeistert. „Wir als Verteilnetzbetreiber (VNB) stellen fest, dass die Aufgaben der Bilanzierung und Aggregation seit vielen Jahren vollautomatisiert, nahezu fehlerfrei und täglich abgewickelt werden“, schrieb etwa die Bielefelder Netz GmbH in ihrer Stellungnahme der Behörde.
230 Seiten mit Stellungnahmen
Und weiter: „Aktuelle Herausforderungen ergeben sich hauptsächlich aus der Aufteilung der Aggregationsverantwortung zwischen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) und VNB sowie aus den Vorprozessen, die Lieferantenwechsel, Messlokationsänderungen und die korrekte Datenerfassung durch die Messstellenbetreiber (MSB) betreffen“. Aus Sicht des Bielefelder Unternehmens wäre es „deutlich effizienter, die Aggregationsverantwortung wieder vollständig in die Hände der Verteilnetzbetreiber zurückzugeben und die Bilanzierung wie bisher dezentral fortzuführen“.
An Kritik und Hinweisen auf noch ungeklärte Fragen fehlt es nicht. Die Gesamtliste der Stellungnahmen, die die Bundesnetzagentur veröffentlicht hat, zählt 230 Seiten. Die Beschlusskammer 6 zeigt sich überzeugt, dass sich die Ziele durch „die weitestgehend gebündelt erfolgende Aggregation der erforderlichen Daten und die Erstellung der Abrechnung durch einen zentralen Akteur im Sinne eines MaBiS-Hub bestmöglich erreichen lassen“.
Information der Beschlusskammer 6 zum aktuellen Verfahrensstand und weiteren Vorgehen stehen im Internet bereit.
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FNB fordern Kurswechsel bei Gasspeicherung
GASNETZ. Die Gasversorgung blieb im Winter 2024/2025 stabil. Fernleitungsnetzbetreiber schlagen ein angepasstes Modell zur Speicherbefüllung mit stärkerer Marktverantwortung vor
Die Gasversorgung in Deutschland war im zurückliegenden Winter durchgehend gesichert. Dennoch sehen die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) einen Reformbedarf bei der Gasspeicherung. Sie schlagen ein angepasstes Modell vor, das staatliche Vorgaben mit marktlichen Anreizen verbindet.
Hintergrund für diesen Vorstoß ist die Beobachtung, dass die bisherigen gesetzlichen Füllstandsvorgaben Anfang 2025 zu Marktverzerrungen geführt haben. Die verpflichtenden Speicherfüllungen zu bestimmten Stichtagen wirkten sich negativ auf Preisrelationen zwischen Sommer- und Winterlieferungen aus. Die Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB Gas) warnt davor, dass solche Effekte die Wirtschaftlichkeit der Speicherbewirtschaftung gefährden und Marktakteure abschrecken könnten. Daher fordern die FNB ein System, das Versorgungssicherheit gewährleistet, ohne in das Marktgeschehen stärker einzugreifen als notwendig.
Wie FNB Gas mitteilt, war die vergangene Heizsaison erneut von milden Temperaturen geprägt, allerdings mit mehreren kurzen Kältephasen. Sowohl der industrielle Gasverbrauch als auch der Absatz im Wärmemarkt stiegen gegenüber dem Vorjahr an, blieben jedoch weiterhin deutlich unter dem Niveau vor der Energiekrise.
LNG-Importe als zentraler Beitrag
Ein zentraler Beitrag zur sicheren Versorgung leistete laut FNB Gas der weitere Ausbau der LNG-Infrastruktur. Trotz eines leichten Rückgangs der LNG-Importe nach Europa insgesamt reichten die verfügbaren Mengen in Deutschland aus (wir berichteten). Die Fernleitungsnetzbetreiber hätten mit dem Anschluss der Terminals und dem notwendigen Netzausbau dafür gesorgt, dass es keine Engpässe gab, heißt es seitens der FNB Gas.
Auch bei den Gasspeichern sei die Lage stabil geblieben. Die Füllstände lagen laut Verband durchgehend über den gesetzlichen Mindestwerten. Selbst bei Hochlastsituationen während einzelner Kälteperioden sei die Ausspeicherleistung ausreichend gewesen. Allerdings entleerten sich die Speicher Anfang des Jahres schneller als in den Vorjahren – unter anderem wegen eines erhöhten Bedarfs für Heizung und Kraftwerke während einer länger anhaltenden Kältewelle.
Kritik an bestehenden Speicherregeln
Die verpflichtenden Füllstandsvorgaben, die während der Energiekrise eingeführt wurden, gerieten im vergangenen Winter zunehmend unter Druck. Zwar boten sie in der Vergangenheit ein verlässliches Sicherheitsnetz, doch Anfang des Jahres wirkten sie sich laut FNB Gas negativ auf das Marktgeschehen aus. Die Konsequenz waren ungewöhnlich geringe Preisunterschiede zwischen Sommer- und Winterlieferungen, sogenannte Spreads.
Die Bundesregierung reagierte noch im Verlauf des Winters mit einer Anpassung der Vorgaben und schuf neue Rahmenbedingungen, die stärker auf marktliche Speicherbefüllung setzen (wir berichteten). Aus Sicht von Barbara Fischer, Geschäftsführerin von FNB Gas, sei das ein richtiger Schritt – allerdings kein dauerhafter.
Vorschlag: Kombination aus Reserve und Lieferantenpflicht
Um Versorgungssicherheit künftig marktkonformer zu gestalten, schlagen die Fernleitungsnetzbetreiber ein Kombinationsmodell vor. Es verbindet zwei Elemente: eine staatlich organisierte, speicherbasierte Sicherheitsreserve sowie eine Verpflichtung von Gaslieferanten, bestimmte Mengen für geschützte Letztverbraucher – etwa Haushalte oder Krankenhäuser – vorzuhalten.
Die Einspeicherung würde damit überwiegend über den Markt erfolgen, so der Verband. Zentral gesteuerte Beschaffungsaktionen wären dann nicht mehr nötig. Ziel sei es, Versorgungssicherheit mit effizienteren marktwirtschaftlichen Mitteln zu gewährleisten.
OMV: Erschließung von Neptun Deep im Plan
Quelle: E&M / Katia Meyer-Tien
GAS. Die erste Förderbohrung im rumänischen Offshore-Gasfeld läuft seit März, hieß es bei der Hauptversammlung. Nach dem Russland-Ausstieg habe die OMV nun ihr bisher „bestes Gasportfolio“.
Der österreichische Öl-, Gas- und Chemiekonzern OMV ist hinsichtlich des Projekts Neptun Deep zur Förderung von Erdgas im rumänischen Teil des Schwarzen Meers sowohl zeitlich als auch budgetär im Plan. Das berichtete der Generaldirektor des Unternehmens, Alfred Stern, bei der Hauptversammlung des Unternehmens am 27. Mai in Wien. Stern zufolge teuft der Partner der OMV bei dem Vorhaben, die Romgaz, seit März die erste von zehn Förderbohrungen ab. Voraussichtlich beginnt die Gasproduktion 2027. Die förderbaren Reserven in dem Feld werden auf etwa 100 Milliarden Kubikmeter geschätzt, die notwendigen Investitionen auf vier Milliarden Euro. Davon entfallen rund zwei Milliarden Euro auf die OMV.
Neptun Deep ist damit laut Stern das derzeit größte Vorhaben zur Erschließung eines Offshore-Gasfelds in der EU und trägt wesentlich zur Verbesserung ihrer Versorgungssicherheit bei. Bis Ende 2024 investierte die OMV in Neptun Deep etwa 400 Millionen Euro. Stern zufolge setzen die OMV und Romgaz bei Neptun Deep überdies „neue Umweltstandards: Die CO2-Emissionen bei der Förderung liegen um das Achtfache unter dem Branchendurchschnitt“.
Ferner will die OMV laut Stern das im Juli 2023 aufgefundene Gasfeld Wittau-Tief 2a etwa 20 Kilometer östlich von Wien „konsequent erschließen“ und ihre Gasproduktion in Österreich um 50 Prozent erhöhen. Zurzeit liegt diese bei 350 Millionen Kubikmetern pro Jahr. Die Gasförderung beginnt laut dem Geschäftsbericht der OMV im kommenden Jahr. Wie berichtet, handelt es sich bei Wittau-Tief 2a mit einem förderbaren Volumen von etwa 4,4 Milliarden Kubikmetern um den „größten Gasfund“ der OMV in Österreich seit 40 Jahren. Zum Vergleich: Das Energieministerium gibt den Gasbedarf Österreichs für das Jahr 2024 mit rund 6,7 Milliarden Kubikmetern an.
Zweites Neptun Deep?
Stern konstatierte, Europa werde aller Voraussicht nach „auch noch 2050 Erdgas importieren“. Gas sei eine unverzichtbare Brückentechnologie auf dem Weg zur Klimaneutralität. Deshalb arbeite die OMV weiter an entsprechenden, auch längerfristig angelegten, Projekten. Eines davon bezieht sich auf das südlich von Neptun Deep gelegene Offshore-Gasfeld Han Asparuh im bulgarischen Teil des Schwarzen Meeres. Laut Berislav Gaso, dem für den Geschäftsbereich Energy zuständigen Vorstand der OMV, könnte dieses Feld ähnliche Dimensionen wie Neptun Deep aufweisen. Einen Zeitplan sowie mögliche Kosten hinsichtlich Han Asparuh nannte Gaso nicht.
Bezüglich eines Memorandums of Understanding zwischen der rumänischen OMV Petrom und der ukrainischen Naftogaz zur eventuellen Erschließung ukrainischer Gasvorkommen beschied Gaso, konkrete Pläne bestünden nicht. Langfristig lasse sich nichts ausschließen.
Stern zufolge will die OMV bis 2030 den Anteil von Erdgas an ihrer Kohlenwasserstoffproduktion auf rund 60 Prozent steigern. Zum Vergleich: Im ersten Quartal des heurigen Jahres belief sich dieser Anteil auf 42,6 Prozent.
Zum vorzeitigen Ausstieg der OMV aus dem bis 2040 laufenden Take-or-Pay-Vertrag mit der Gazprom Export am 11. Dezember 2024 erläuterte Stern, das russische Unternehmen sei „wegen mehrfacher und schwerwiegender Vertragsbrüche kein verlässlicher Partner“ mehr gewesen. Seit Ende 2024 unterhalte die OMV keine Geschäftstätigkeiten mehr in Russland. Dank der Diversifizierung seiner Bezugsquellen und -routen inklusive LNG-Importkapazitäten könne das Unternehmen seine Kunden nunmehr auch ohne russisches Gas versorgen: „Wir haben heute das beste Gasportfolio, das wir je hatten.“
Ergänzend hieß es seitens des OMV-Vorstands, das Unternehmen bemühe sich, die ausständigen Zahlungen der Gazprom für die Gaspipeline Nord Stream 2 einzutreiben, die sich auf etwa 1,4 Milliarden Euro plus Zinsen belaufen. Eine Schiedsklage sei am Laufen.
„Traditionelle“ Proteste
Gewissermaßen Tradition haben bei der OMV-Hauptversammlung mittlerweile Proteste von Organisationen wie Attac und Greenpeace. Auch diesmal unterbrachen deren Vertreter die Rede Sterns mehrfach lautstark und kritisierten das angeblich mangelhafte Engagement der OMV bei der Eindämmung des Klimawandels. Sie wurden nach wiederholten Abmahnungen von Aufsichtsratschef Lutz Feldmann unter dem Applaus der Aktionäre von Sicherheitskräften aus dem Sitzungssaal geführt. „Darf ich den Saaldienst bitten, die Dame mit der hektischen kreischenden Stimme zu entfernen?“, ersuchte Feldmann bei einer dieser Gelegenheiten.
Stern konstatierte zu der Kritik, die OMV wolle „eine nachhaltige Welt mitgestalten“ und bis 2050 ein klimaneutrales Unternehmen werden. Die vielfältigen Bemühungen des Konzerns in Sachen Nachhaltigkeit würden auch vom Kapitalmarkt gewürdigt. Unter anderem habe die OMV Aufnahme in die Dow-Jones-Sustainability-Indizes gefunden.
Auf die Gründe, aus denen er auf die Verlängerung seines bis Ende August 2026 laufenden Vertrags verzichtet, ging Stern bei der Hauptversammlung nicht ein. Er versicherte jedoch, der OMV bis zum letzten Tag loyal zu bleiben.
Plattform soll Stromvermarktung vereinfachen
Screenshot des neuen Onlineportals Wattmate. Quelle: E&M
REGENERATIVE. Mit einem Onlineportal will die PNE AG Betreiber von Wind- und Solaranlagen bei Vermarktungsverträgen unterstützen.
Die auf Projektierung und Betrieb von Wind- und Solarparks spezialisierte PNE-Gruppe mit Sitz in Cuxhaven (Niedersachsen) hat mit „Wattmate“ eine digitale Plattform zur Stromvermarktung online geschaltet. Wie das Unternehmen in einer Mitteilung vom 27. Mai erklärt, richtet sie sich an Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen, die Strom aus Wind- oder Solarkraft vermarkten wollen. Laut PNE sollen über Wattmate sowohl kurzfristige Direktvermarktungsverträge als auch langfristige Power Purchase Agreements (PPA) möglich sein.
Die Plattform bündelt, wie es weiter heißt, digitale Prozesse mit individueller Beratung. Betreiber sollen ihr Projekt selbstständig anlegen können, indem sie Daten aus dem Marktstammdatenregister und das Lastprofil ihrer Anlage einpflegen. Daraufhin erstellt die Plattform eine Ausschreibung, zu der passende Angebote von Vermarktern oder industriellen Abnehmern eingeholt werden. Diese Offerten werden strukturiert aufbereitet angezeigt. Die Betreiber sollen, so versichert es PNE, Unterstützung bei der Auswahl und Bewertung der Angebote sowie bei der Vertragsverhandlung erhalten.
PNE verweist dabei auf eigene Erfahrungen in der Transaktionsberatung von PPA. Doch auch kleinere Anfragen ließen sich über Wattmate bündeln, was die Attraktivität für Anbieter steigern könne. Die Plattform erhebt zudem aktuelle Marktdaten – darunter Preise für Herkunftsnachweise – und veröffentlicht einen eigenen Preisindex für PPA sowie Prognosen zu Marktwerten von Wind- und Solarstrom. Diese sollen sich sowohl auf die kommenden Monate als auch auf längere Zeiträume beziehen.
Laut dem Cuxhavener Projektierer sind die Prognosen als Orientierungshilfe für den Zeitpunkt eines Vertragsabschlusses gedacht. Betreiber könnten dadurch informierter über Vermarktungsoptionen entscheiden, auch wenn sie selbst nicht über tiefgehende Marktkenntnisse verfügen. Die Plattform soll zugleich als Wissensschnittstelle dienen: Sie bietet laut Unternehmen regelmäßige Informationen zu Strommarktdynamiken und Preisentwicklungen.
Der Zugang zur Plattform Wattmate ist ab sofort über eine eigens eingerichteten Internetseite möglich.
Negativpreise nehmen deutlich zu
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken Quelle: Rabot Charge |
Mit durchschnittlich 6,8 Cent/kWh ist der Mai 2025 bisher vermutlich der günstigste Monat des Jahres – das zeigt eine Auswertung von Rabot Charge bis 26. Mai. Verantwortlich für die Entwicklung ist die hohe Solarstromproduktion, die zu einem Überangebot im Stromnetz führte. In der Folge rutschten die Preise am Day-Ahead-Markt immer wieder ins Negative. Besonders bemerkenswert sind Häufigkeit und Dauer dieser Phasen: Laut Rabot Charge sank der Preis an bislang 20 Tagen auf null oder darunter – insgesamt 112 Stunden lang. Zum Vergleich: Im Mai 2023 waren es 33 Stunden, im Mai 2024 bereits 78. Am 11. Mai dieses Jahres fiel der Börsenstrompreis um 13 Uhr sogar auf minus 25 Cent/kWh – ein ungewöhnlich niedriger Wert, selbst im Auktionshandel.
Der Industriepark Scholfen: Ab Ende 2026 Standort eines Pilot-Ammoniak-Crackers. Quelle: Uniper
Uniper plant Demo-Cracker mit Thyssenkrupp Uhde
TECHNIK. Eine Demonstrationsanlage im Norden Gelsenkirchens soll zeigen, wie Ammoniak als Transportmedium für Wasserstoff rückverwandelt werden kann – mit Technik von Thyssenkrupp Uhde.
Eine der weltweit ersten großtechnischen Demonstrationsanlagen für das sogenannte Ammoniak-Cracking soll in Gelsenkirchen (Nordrhein-Westfalen) entstehen. Dies geben der Düsseldorfer Energiekonzern Uniper und der Dortmunder Anlagenbauer Thyssenkrupp Uhde in einer Mitteilung vom 28. Mai bekannt. Importiertem Ammoniak im industriellen Maßstab in Wasserstoff zurückzuverwandeln, ist die Intention des gemeinsamen Projektes. Die Pilotanlage soll im Industriepark Scholven entstehen und für eine Kapazität von 28 Tonnen Ammoniak pro Tag ausgelegt sein. Ende 2026 soll sie in Betrieb gehen.
Ammoniak gilt, so betonen Uniper und Thyssenkrupp Uhde, als zentrale Logistiklösung für den internationalen Wasserstoffhandel: Der Stoff sei einfacher zu speichern und zu transportieren als reiner Wasserstoff, vor allem über große Distanzen per Schiff. Die am Zielort nötige Rückverwandlung in Wasserstoff – das sogenannte Cracking – ist bislang kaum über die Laborphase hinausgekommen. Das neue Projekt solle das nun ändern. Der Standort Scholven diene als Testfeld, um Prozessdaten zu gewinnen und die Technologie für den Einsatz in großindustriellen Anlagen wie dem geplanten Importterminal von Uniper in Wilhelmshaven weiterzuentwickeln.
Zur Erinnerung: Im Projekt „Green Wilhelmshaven“ plant Uniper den Aufbau eines zentralen Import- und Produktionsstandorts für grünen Wasserstoff. Geplant sind ein großtechnisches Terminal für den Import von grünem Ammoniak sowie ein Ammoniak-Cracker. Ergänzt wird das Vorhaben durch einen Elektrolyseur mit bis zu 1.000 MW Leistung. Der Standort soll künftig Wasserstoff für die Industrie bereitstellen und in das nationale Netz einspeisen.
Neubaur: „Schlüsselelement für resiliente Energieversorgung“
Im Ammoniak-Cracking-Verfahren sieht Uniper das Potenzial, den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft entscheidend zu beschleunigen, wie Holger Kreetz betont. Laut dem COO von Uniper sei Deutschland beim künftigen Wasserstoffbedarf zwingend auf Importe angewiesen. Die neue Anlage in Gelsenkirchen bilde die Basis für den internationalen Handel mit Wasserstoff, der für viele Branchen nutzbar gemacht werden solle – etwa in der Chemie, der Energiewirtschaft oder der Stahlindustrie. Nadja Hakansson, CEO von Thyssenkrupp Uhde, verweist auf das Zusammenspiel der Kompetenzen: Unipers Erfahrung als Energieunternehmen treffe auf die Ammoniak- und Anlagenbaukompetenz ihres Hauses. Dadurch könne nicht nur eine leistungsfähige, sondern auch eine dauerhaft wirtschaftliche und sichere Lösung entwickelt werden.
Funktionsweise eines Ammoniak-Crackers
In einem Ammoniak-Cracker wird Ammoniak (NH3) in einem Reaktor auf mehrere hundert Grad Celsius erhitzt. Mithilfe eines Katalysators spaltet sich das Molekül dabei in Wasserstoff (H2) und Stickstoff (N2). Da der dabei entstehende Wasserstoff nicht rein vorliegt, folgt eine Aufreinigung – etwa über Membranen oder Druckwechseladsorption. So kann hochreiner Wasserstoff bereitgestellt werden. Der Stickstoff wird entweder abgeschieden oder lässt sich energetisch weiterverwenden. Der gesamte Prozess erfordert Wärme, die möglichst effizient und emissionsarm erzeugt werden muss, um die Klimabilanz nicht zu belasten.
Thyssenkrupp Uhde ist eine Tochter des Industriekonzerns Thyssenkrupp AG mit Sitz in Dortmund. Das Unternehmen plant und baut weltweit Chemieanlagen, unter anderem für Düngemittel, Wasserstoff- und Ammoniakproduktion. Es zählt sich zu den führenden Anbietern im Bereich der Ammoniaktechnologie und setzt neben dem klassischen Engineering zunehmend auch auf Technologien für die Energiewende.
Für das Land Nordrhein-Westfalen ist das Projekt Teil seiner industriepolitischen Strategie. Wirtschaftsministerin Mona Neubaur (Grüne) sieht die Technologie als „Schlüsselelement für eine resiliente und klimaverträgliche Energieversorgung“. Mit dem Rückgriff auf global verfügbaren Ammoniak könne das Bundesland künftig Wasserstoff aus unterschiedlichen Weltregionen importieren und nutzen.
Karlsruhe setzt auf Strom aus Großbatteriespeicher
Symbolbild eines Batteriespeichers, wie er für die Stadtwerke Karlsruhe gebaut wird. Quelle: Tricera Energy
STROMSPEICHER. Ein Batteriespeicher mit 24.000 kWh Kapazität soll künftig die Netzstabilität in Karlsruhe sichern. Vertragspartner sind Tricera Energy und die Stadtwerke Karlsruhe.
Ein neuer Großbatteriespeicher soll künftig einen Beitrag zur Netzstabilität in Karlsruhe im Südwesten Baden-Württembergs leisten. Die Stadtwerke Karlsruhe und das auf Batteriespeicher spezialisierte Unternehmen Tricera Energy haben einen Vertrag über Planung und Errichtung einer stationären Batterieanlage unterzeichnet. Der Stromspeicher mit 24.000 kWh nutzbarer Kapazität und 12 MW Leistung wird laut den Partnern zur Primär- und Sekundärregelleistung eingesetzt und soll zudem für den Stromhandel genutzt werden. Einen konkreten Zeitplan für Bau und Inbetriebnahme des Batteriespeichers gaben die Unternehmen allerdings nicht bekannt.
Tricera Energy mit Sitz in Freiberg und Dresden übernimmt als Generalunternehmer Planung, Lieferung und Inbetriebnahme des Speichersystems. Das Unternehmen ist auf die Entwicklung und Integration von mittelgroßen bis großen Batteriespeichersystemen spezialisiert.
Für die Stadtwerke Karlsruhe ist das Projekt ein weiterer Schritt in Richtung Dekarbonisierung des Energiesystems. Michael Homan erklärt: „Der Batteriespeicher leistet einen sehr wichtigen Beitrag hier vor Ort.“ Der geplante Speicher soll nicht nur die Versorgungssicherheit in der Region erhöhen, sondern auch dazu beitragen, Schwankungen aus dem zunehmenden Anteil erneuerbarer Energien im Netz besser auszugleichen.
Kein Einzelfall, sondern Fortsetzung
Nach Angaben von Tricera Energy ist die Zusammenarbeit mit den Stadtwerken Karlsruhe kein Novum. Geschäftsführer Lars Fallant spricht von einer Fortsetzung bereits bestehender Partnerschaften mit kommunalen Energieversorgern. Mit mehr als 40 abgeschlossenen Projekten verfüge das Unternehmen über umfangreiche Erfahrung in der Umsetzung solcher Anlagen. Nach eigenen Angaben hat Tricera Energy bislang über 280.000 kWh Kapazität und 152 MW Leistung verbaut.
Die Stadtwerke Karlsruhe versorgen als kommunaler Energie- und Wasserversorger über 300.000 Menschen mit Strom, Gas, Fernwärme und Trinkwasser. Mit rund 1.200 Mitarbeitenden zählen sie zu den größten Arbeitgebern in der Region. Das Unternehmen engagiert sich laut eigenen Angaben für eine klimafreundliche Versorgung und bietet neben klassischen Energiedienstleistungen auch Umweltberatung und digitale Services an.
Deutliche Fortschritte beim Ausbau der Elektromobilität
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
ELEKTROFAHRZEUGE. Die Neuzulassungen von E-Pkw liegen auf Rekordniveau. Auch ist Laden fast immer günstiger als Tanken. Das zeigt der neue „Elektromobilitätsmonitor“ des BDEW.
Im Zeitraum von Januar bis Ende April 2025 wurden mit 158.503 so viele E-Pkw in Deutschland neu zugelassen wie noch nie in diesem Zeitraum in der Vergangenheit. Das geht aus dem 6. Elektromobilitätsmonitor des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) hervor. Im Vergleichszeitraum 2024 waren es 111.005 vollelektrische Personenkraftwagen. Das bedeutet ein Plus von 43 Prozent. Dank des starken Jahresauftakts bei den Neuzulassungen von E-Pkw sind die durchschnittlichen CO2-Emissionen der Neuzulassungen deutlich gesunken.
Ein weiteres Ergebnis der Erhebung: Laden ist in den allermeisten Fällen günstiger als Tanken. Neben dem Laden des eigenen PV-Stroms oder beim Arbeitgeber ist Laden in vier von fünf Lade-Anwendungsfällen günstiger als Tanken: Laden zu Hause, öffentliches Normalladen beim Vertragspartner, öffentliches Schnellladen beim Vertragspartner sowie öffentliches Normalladen beim Roamingpartner.
Beim fünften Lade-Anwendungsfall, dem öffentlichen Schnellladen beim Roamingpartner, kommt es auf den Vertrag an. Und nur in dem Extremszenario, dass Kunden und Kundinnen zu 100 Prozent öffentlich und nur über Roaming und nur schnellladen, also ohne jegliche Mischkalkulation, sind die Ladekosten mit durchschnittlichen Tankkosten vergleichbar.
Ausbaukurs beim Ladeangebot fortgesetzt
Beim Ladeangebot setzte sich im zweiten Halbjahr 2024 der rasante Ausbaukurs der letzten Jahre fort: Deutschlandweit wurden 30.305 öffentliche Ladepunkte zugebaut. Zum Stichtag 31.12.2024 gab es hierzulande damit 160.000 Ladepunkte. Gemessen in Ladeleistung wurden 2024 2.400 MW zugebaut. Die installierte Ladeleistung ist damit von 6,1 um knapp 40 Prozent auf 8.500 MW gestiegen. Der Zubau an Ultraschnellladern (HPC) liegt im Jahr 2024 auf einem Rekordhoch von mehr als 8.000 Ladepunkten.
In der Fläche ist eine hohe Verfügbarkeit insbesondere von Ultraschnellladepunkten gegeben. Dies zeige sich unter anderem daran, dass bereits in über 80 Prozent der Suchräume des flächendeckend angelegten staatlichen „Deutschlandnetz“-Programms auch ohne diese Förderung privatwirtschaftlich HPC-Ladestandorte errichtet wurden.
Auf die Kommunen heruntergebrochen, bedeutet dies, dass es mit Jahresbeginn 2025 in 6.221 Kommunen mindestens einen öffentlichen Ladepunkt gibt. Das sind 57 Prozent aller Kommunen, in denen zugleich 95 Prozent der Bevölkerung leben. Zum Vergleich: 84 Prozent der Bevölkerung leben in einer Kommune mit mindestens einer Tankstelle.
BDEW: Vielversprechende Zahlen
Die öffentlichen Ladesäulen sind jedoch weiter nur wenig ausgelastet. So sind im bundesweiten Durchschnitt nur 17 Prozent der Ladepunkte zeitgleich belegt. Das bedeutet für E-Auto-Fahrer, die laden möchten: 83 Prozent der Säulen sind frei. Als zentraler Vorteil kommt hinzu: Während des Ladevorgangs an öffentlichen Ladesäulen fallen in der Regel keine Parkgebühren an.
Die Kundenzufriedenheit von E-Autofahrerinnen und E-Autofahrern ist laut BDEW-Nutzerumfrage sehr positiv: 97 Prozent würden sich wieder für den Kauf eines Elektroautos entscheiden und dies auch anderen empfehlen. Dieses klare Bekenntnis unterstreicht nicht nur die positiven Erfahrungen mit der Technologie, sondern auch die zunehmend breite Akzeptanz der Elektromobilität in der Bevölkerung.
„Die Rekordzahlen bei den Neuzulassungen von Elektrofahrzeugen in diesem Jahr sind vielversprechend“, kommentiert Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung. Die wachsende Modellauswahl und günstigere Preise bei den E-Pkw machten sich positiv bemerkbar, wie auch das große Angebot an Ladeleistung.
„Auf diese positive Dynamik muss jetzt die neue Bundesregierung aufsetzen, die Entwicklung der Elektromobilität in Deutschland weiter zu stärken“, sagt Andreae.
Dominik Schwärzel, CEO der Wilken Software Group. Quelle: Wilken
Neues Logo, neues Selbstverständnis
IT. Die Wilken Software Group trägt zwar noch die Software im Namen, hat aber mittlerweile einen anderen Anspruch, als nur der Lieferant von IT-Lösungen zu sein.
Optisch wurde bereits am 16. Mai 2024, am „Wow-Tag“, der Schalter umgelegt. Bei der E-world 2025 stellte die Wilken Software Group dann die neue Marke im Detail vor: „GY“ Die Buchstaben stehen nicht als Akronym für einen bestimmten Begriff. Eine agile Entwicklungskultur, das Zusammenspiel mit Versorgern sowie strategische Kooperationen innerhalb eines Partner-Ökosystems sollen in GY ihren Ausdruck finden.
Seit 47 Jahren ist Wilken als IT-Dienstleister am Markt. „Mit der neu gegründeten Familienstiftung sind wir weiter sicher aufgestellt, unser Selbstverständnis hat sich aber geändert“, sagte Dominik Schwärzel, CEO der Wilken Software Group, im Mai 2024. Denn nicht mehr nur die Familie Wilken treibe nun Veränderungsprozesse voran. Die Verantwortung werde künftig von allen Bereichen, Teams und Mitarbeitern getragen. Auch eine neue Innovationskultur, die zusammen mit den Kunden gelebt werden soll, ist Teil des Wandels. Als „Innovation as a Service“ soll sie greifbar werden.
Im Gespräch mit E&M gab Schwärzel kürzlich einen Einblick, was dieses neue Selbstverständnis ausmacht. Dazu gehört es, Haltung zu zeigen. „Das ist einerseits die Gesamtverantwortung für den End-to-End-Prozess, ohne Wenn und Aber“, sagte Schwärzel. Der Slogan „GY − die 500-Milliarden-Verantwortung“ − die Zahl entspricht etwa dem Jahresumsatz der Energiewirtschaft – stehe für die Verantwortung der Branche, die Energiewende zum Erfolg zu bringen. „Die nachhaltige Versorgung sicherzustellen, verstehen wir auch als gesellschaftliche Aufgabe, die nur über die Zusammenarbeit vieler Akteure zu bewältigen ist. Auch wenn wir mit anderen Unternehmen im Wettbewerb stehen, brauchen wir die Bereitschaft zur Kooperation“, so Schwärzel. Dafür stehe der Kollaborationsansatz in GY.
„Wir sind Beziehungsmenschen“
Dies sei aber keineswegs eine Absage an den Wettbewerbsgedanken. Wettbewerb sei wichtig, betonte der Wilken-CEO. „Aber wir sind der festen Überzeugung, dass nur derjenige langfristig Erfolg hat, der bereit ist, Kooperationen und Technologiepartnerschaften einzugehen. Genauso ist es notwendig, Best-Practice-Lösungen vorzudenken. Die Geheimniskrämerei und das Taktieren, wie es in früheren Jahren vielleicht üblich war, führt heute nicht mehr zum Erfolg“, sagte Schwärzel.
Kollaborationspartner müssen mindestens vier Kriterien erfüllen: Zum einen muss die Unternehmensstrategie zu der von Wilken passen – „das Mindset, die Haltung“, wie es Schwärzel formulierte. Zum anderen muss er eine ganzheitliche Cloud-Native-Strategie haben. „Denn eine On-Premise-Strategie ergibt für uns keinen Sinn“, erklärte Schwärzel. Drittens muss das Portfolio passen und Synergien geben, sodass am Ende das Ganze mehr als die Summe seiner Teile ist. Und schließlich muss der Partner eine Kundenzentrierung haben und leben.
„Nach unserem Verständnis reicht die Kundenorientierung nicht aus, weil sich der Anbieter damit nur in die Nähe des Kunden begibt, aber nicht die Welt durch dessen Brille sieht“, so der Wilken-Chef. Dies bedeute gleichzeitig, dass die Zufriedenheit des Kunden die oberste Leitlinie ist und nicht die Gewinnmaximierung. „Wir sind Beziehungsmenschen“, bringt es Schwärzel auf den Punkt und fügt hinzu: „Uns ist wichtig, die Verantwortung für die End-to-End-Prozesse zu übernehmen − mit Partnern zusammen“.
Dass es ohne Partner nicht geht, davon sind die Verantwortlichen bei Wilken überzeugt. „Es wird aber aus meiner Sicht keinem Softwarehersteller gelingen, alle Prozesse, die für die Wertschöpfungskette eines Energieversorgers relevant sind, aus einer Hand anzubieten. Ich glaube nicht, dass man gleichzeitig der Beste im Billing, der Beste im Energiedatenmanagement, im intelligenten Messwesen oder bei Kundenportalen sein kann“, sagte Schwärzel. Deshalb verfolge Wilken eine Core-Strategie und arbeite mit Partnern zusammen.
Das vollständige Interview mit Dominik Schwärzel lesen Sie in der Print-Ausgabe von E&M am 1. Juni.
SWU erzielt Überschuss von 4,7 Millionen Euro
Quelle: Pixabay / David Schwarzenberg
BILANZ. Die Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm (SWU) beenden das Geschäftsjahr 2024 mit einem Gewinn von 4,7 Mio. Euro − trotz rückläufigem Umsatz und hoher Belastungen durch Markt und Wetter.
Die Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm (SWU) haben das Geschäftsjahr 2024 mit einem Gewinn von 4,7 Millionen Euro abgeschlossen, teilte der Versorger am 27.Mai mit. Trotz eines rückläufigen Umsatzes von 695 Millionen Euro − nach 782 Millionen Euro im Vorjahr − konnten die Stadtwerke ein positives Konzernergebnis erzielen. Im Vorjahr lag das Konzernergebnis bei 6,2 Millionen Euro. Belastend wirkten sich neben einem milden Winter auch starke Marktschwankungen, Wettbewerbsdruck und die Nachwirkungen der Energiekrise aus. Hinzu kamen zusätzliche Kosten infolge eines Sommerhochwassers in Höhe von rund 720.000 Euro.
„Im Bereich der erneuerbaren Energien, allen voran der Wasserkraft, erzielten wir herausragende Ergebnisse“, sagte SWU-Geschäftsführer Klaus Eder. Die SWU konnten laut Eder durch massive Investitionen in allen Unternehmensbereichen ihre führende Rolle als Gestalter der Energie- und Mobilitätswende in der Region weiter ausbauen. „Alles in allem sind wir sehr zufrieden und können ein solides Betriebsergebnis für uns verbuchen.“
Die langfristige Beschaffungsstrategie schützte vor extremen Preisausschlägen, reduzierte jedoch die Flexibilität bei kurzfristigen Marktveränderungen. Besonders der Strom- und Gasabsatz sank im Vergleich zum Vorjahr. Der Stromverkauf lag bei 861 Millionen kWh (Vorjahr: 994 Millionen kWh), der Gasabsatz bei 932 Millionen kWh (Vorjahr: 1.072 Millionen kWh). Auch die Transportmengen gingen zurück.
Wasserkraft und Beteiligungen stützen Ergebnis
Einen wichtigen Beitrag zum Jahresergebnis leistete die Stromproduktion aus Wasserkraft. Die SWU-Anlagen erzeugten mit 113,7 Millionen kWh so viel Strom wie seit sieben Jahrzehnten nicht mehr, teilte das Unternehmen weiter mit. Die Direktvermarktung eigener und durch Dritte erzeugter Strommengen, immerhin 570 Millionen kWh, entwickelte sich ebenfalls positiv. Darüber hinaus stärkten Beteiligungen das Konzernergebnis. Der 50-Prozent-Anteil an der Fernwärme Ulm GmbH (FUG) brachte rund 6 Millionen Euro Erlös.
Vor allem preisgünstige Discount Anbieter setzten nach Informationen des Versorgers dem Vertriebsergebnis zu. Außerdem sorgte die milde Witterung im Jahr 2024 für weniger Heiztage, was zu geringeren Absatz- und Transportmengen von Strom, Gas und Wärme führte.
Trotz schwieriger Rahmenbedingungen investierte die SWU im Geschäftsjahr 97 Millionen Euro in die Infrastruktur der Region. Davon entfielen 50 Millionen Euro auf die Netze für Strom, Gas, Fernwärme und Wasser. 14 Millionen Euro wurden für den Ausbau der Verkehrsinfrastruktur bereitgestellt. Weitere 5 Millionen Euro flossen in die Erweiterung des Glasfasernetzes.
Kennzahlen der Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm (SWU)
| Kennzahl | Geschäftsjahr 2024 | Geschäftsjahr 2023 |
| Umsatz (Mio. Euro) | 695 | 782 |
| Konzernergebnis (Mio. Euro) | 4,7 | 6,2 |
| Stromverkauf (Mio. kWh) | 861 | 994 |
| Erdgasverkauf (Mio. kWh) | 932 | 1.072 |
| Fernwärmeverkauf (Mio. kWh) | 96,7 | 96,1 |
| Personal | 1.216 | 1.179 |
| Auszubildende | 68 | 69 |
Beauftragte für Mittelstand und Maritimes ernannt
Quelle: Bundeswirtschaftsministerium_BMWI_Logo_2019_sa_Shutterstock
PERSONALIE. Gitta Connemann ist vom Kabinett zur neuen Mittelstandsbeauftragten der Bundesregierung ernannt worden. Christoph Ploß wird neuer Koordinator für Maritime Wirtschaft.
Die Parlamentarische Staatssekretärin im Bundeswirtschaftsministerium (BMWE), Gitta Connemann, ist am 28. Mai vom Bundeskabinett zur Beauftragten der Bundesregierung für den Mittelstand ernannt worden. Die CDU-Politikerin übernimmt damit eine zentrale Rolle in der Mittelstandspolitik. Ihre Aufgabe ist es, die politischen Maßnahmen für kleine und mittlere Unternehmen (KMU) konzeptionell zu bündeln, sie nach außen zu vertreten und als Ansprechpartnerin für Unternehmen und Verbände zu agieren.
Connemann betonte, dass Mittelstand in Deutschland nicht nur eine Frage der Unternehmensgröße sei, sondern eine Haltung. Kleine und mittlere Betriebe übernähmen tagtäglich Verantwortung – für Beschäftigte, Regionen und kommende Generationen. Sie seien vielfältig aufgestellt: vom Start-up über Familienbetriebe bis hin zu Handwerk, Landwirtschaft oder freiberuflichen Tätigkeiten. Unternehmerinnen und Unternehmer würden mit Kreativität und Mut Arbeitsplätze schaffen und Fachkräfte ausbilden.
In ihrer neuen Rolle kündigt Connemann an, sich mit Nachdruck für bessere Rahmenbedingungen einzusetzen. Im Zentrum ihrer Agenda stehen bezahlbare Energiepreise, weniger Regulierung, schnellere Verwaltungsverfahren und eine geringere Steuerlast. Diese Maßnahmen seien notwendig, um die Wettbewerbsfähigkeit des Mittelstands zu sichern. „Nur mit echten Strukturreformen kann die Wettbewerbsfähigkeit wiederhergestellt und gesichert werden“, sagte Connemann.
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| Gitta Connemann Quelle: BMWE / Tom Peschel |
Ploß wird maritimer Koordinator
Gleichzeitig hat das Kabinett auch eine weitere Personalentscheidung getroffen: Dr. Christoph Ploß wird neuer Koordinator der Bundesregierung für Maritime Wirtschaft und Tourismus. Der CDU-Bundestagsabgeordnete aus Hamburg sei laut Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) ein erfahrener Verkehrspolitiker mit enger Verbindung zur maritimen Wirtschaft.
Ploß kündigte an, sich für eine stärkere finanzielle Unterstützung der Seehäfen durch den Bund einsetzen zu wollen. Diese müssten national gedacht und entsprechend gefördert werden – insbesondere mit Blick auf ihre Rolle für die Energieversorgung. Auch Projekte zur besseren Anbindung der Häfen an das Hinterland sollen prioritär behandelt werden. Weitere Schwerpunkte seiner Tätigkeit sieht Ploß in der Förderung des Reedereistandorts Deutschland durch eine international wettbewerbsfähige Tonnage-Steuer sowie im Ausbau touristischer Infrastruktur.
Die neue Bundesregierung kündigt darüber hinaus an, die Rahmenbedingungen für die Tourismuswirtschaft verbessern zu wollen. Dazu sollen unter anderem Auflagen für Betriebe reduziert und Verkehrsverbindungen im Schienen- und Flugverkehr ausgebaut werden.
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| Christoph Ploß Quelle: Bundestag / Tobias Koch |
Nachfolge an der Spitze von MVV-Tochter
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
PERSONALIE. Vedad Delic wird im Oktober Co-Geschäftsführer bei der MVV Umwelt. Er folgt auf Christian Hower-Knobloch.
Die Tochtergesellschaft des Mannheimer Energieunternehmens MVV hat ab 1. Oktober wieder eine Doppelspitze. Vedad Delic übernimmt den Posten des Geschäftsführers „Markt“. Der 40-jährige studierte Betriebswirt tritt die Nachfolge von Dr. Christian Hower-Knobloch an, der die MVV Umwelt GmbH im März verlassen hat. Delic unterstützt Uwe Zickert (55), der seit Oktober 2020 technischer Geschäftsführer ist.
Delic kommt, wie MVV mitteilt, von der Veolia Holding Deutschland GmbH, wo er als „Head of Business Development“ fungiert. Zu Veolia kam er im Jahr 2014.
„Mit Vedad Delic gewinnen wir eine Führungspersönlichkeit mit einer umfassenden internationalen Managementerfahrung in der Umweltbranche. Er verfügt über eine ausgewiesene Expertise bei der Leitung komplexer Projekte und Transaktionen sowie im Bereich der strategischen Weiterentwicklung von Unternehmen der Energie- und Abfallwirtschaft“, kommentiert Dr. Hansjörg Roll, Technikvorstand von MVV, die Personalie.
MVV Umwelt erzeugt Energie aus Abfällen, Biomasse und Erneuerbaren und verwertet Reststoffe.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Energienotierungen ohne klare Tendenz vor dem Feiertag
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Ohne klare Tendenz haben sich die Energiepreise am Mittwoch gezeigt. Wegen des Feiertags Christi Himmelfahrt am Donnerstag dürften sich einige Marktteilnehmer mit Engagements zurückgehalten haben. Auch von den europäischen und US-Aktienmärkten gingen in der Wochenmitte wenig Impulse aus. Händler sprachen von einer Atempause nach den geo- und zollpolitischen Aufregern der vergangenen Tage. Gestützt wird die Stimmung in Europa von einer sich verstärkenden Zinssenkungsfantasie, am Vortag genährt von günstig ausgefallenen Verbraucherpreisen aus Frankreich. Am Mittwochmorgen fielen zudem die deutschen Importpreise im April deutlich niedriger als geschätzt aus.
Strom: Etwas leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt in impulsarmen Handel am Mittwoch gezeigt. Der Day-ahead verlor 28,50 auf 56,50 Euro je Megawattstunde im Base. Für den Peak ergab sich ein Abschlag von 48,50 auf 27,75 Euro je Megawattstunde. Börslich zeigte sich der Day-ahead mit 56,29 Euro in der Grundlast und 27,46 Euro in der Spitzenlast. Für den Zeitraum zwischen 13 und 17 Uhr wurden an der Börse leicht negative Stundenpreise ermittelt. Der Freitag wurde an der Börse im Base mit einem Preis von 46,50 Euro pro Megawattstunde gesehen.
Maßgeblich für den Preisrückgang vom Mittwoch auf Donnerstag war neben einem durch umfangreiche Exporte bedingten hohen Preisniveau am Mittwoch die feiertagsbedingt geringere Last am Donnerstag. Für Christi Himmelfahrt erwartet MBI Research nur einen Strombedarf von 46,0 Gigawatt gegenüber 53,6 Gigawatt am Berichtstag. Für den Freitag prognostiziert MBI Research mit 52,7 Gigawatt dann wieder eine deutlich höhere Stromnachfrage. Die Meteorologen von Eurowind gehen für den Himmelfahrtstag allerdings auch von einem geringeren Erneuerbarenaufkommen aus, das nur noch 25,7 Gigawatt betragen soll. Für den Berichtstag waren 33,1 Gigawatt prognostiziert worden.
Am langen Ende sank das Strom-Frontjahr um 0,12 auf 89,38 Euro.
CO2: Etwas fester haben sich die CO2-Preise am Mittwoch präsentiert. Der Dec 25 notierte gegen 13.54 Uhr mit einem Aufschlag von 0,30 auf 72,06 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 16,9 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 72,65 Euro, das Tief bei 70,77 Euro. Nach Abgaben zu Handelsbeginn arbeitete sich der Dec 25 am späten Vormittag auf positives Terrain vor. Der Markt wartet nach Auffassung von Marktbeobachtern auf die Bekanntgabe der Gesamtzahl der in Umlauf befindlichen Zertifikate. (Total Number of Allowances in Circulation, TNAC) am Berichtstag nach Handelsschluss. Unterdessen haben in der Vorwoche spekulative Anleger die Nettolongpositionen um 1,0 Millionen auf 17,8 Millionen Zertifikate erhöht, was für eine weitere Aufhellung der Stimmung am CO2-Markt spricht. Damit wurde das vierte Mal in Folge eine Zunahme der Longpositionen registriert.
Bernadett Papp, Head of Market Analysis von Pact Capital, sieht Unterstützung für den Dec 25 bei 71,49 Euro, dann bei 70,96 Euro und 70,63 Euro. Widerstand hat die Analystin bei 72,36 Euro, 74,23 Euro und 75,03 Euro ausgemacht.
Erdgas: Uneinheitlich in enger Bandbreite haben sich die europäischen Gasmärkte am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat Juni am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.02 Uhr 0,225 auf 36,925 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es dagegen um 0,375 auf 37,425 Euro je Megawattstunde nach unten. Der Gasflow aus Norwegen beträgt für den Berichtstag 279,3 Millionen Kubikmeter. Das ist nur unwesentlich mehr als die 272,50 Millionen Kubikmeter, die für den Vortag registriert worden waren. Weiterhin wird der Gasflow durch ungeplante Wartungsarbeiten in den Feldern Visund und Troll eingeschränkt. Auch von der Witterung dürften kurzfristig keine größeren Impulse ausgehen. Bis in die ersten Juni-Tage hinein soll es laut dem US-Wettermodell überdurchschnittlich warm bleiben. Die Heating Degree Days belaufen sich dementsprechend nur auf 17,35 gegenüber einem Saisondurchschnitt von 21,95. Das Windaufkommen soll in den kommenden Tagen zwar unterdurchschnittlich ausfallen, was den Gasmarkt etwas unterstützt. Ab Mitte der kommenden Woche soll sich dies jedoch ändern.
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