Die Anlage wird demnach von einer polnischen Tochtergesellschaft des spanischen Unternehmens Windar Renovables gebaut und an der nördlichen Ostseeküste angesiedelt, wo Polen in den kommenden Jahren seine ersten Offshore-Windparks entwickeln will.

„Die Ostsee wird in nicht allzu ferner Zukunft ein Beispiel dafür sein, wie saubere, effiziente und kostengünstige grüne Energie für Polen und für ganz Europa erzeugt werden kann“, sagte Entwicklungsminister Krzysztof Paszyk bei der gestrigen Unterzeichnung einer Finanzierungsvereinbarung mit Windar Polska. Das Kraftwerk wird auf einem 17 Hektar großen Gelände auf der Insel Ostrow Grabowski im Hafen von Stettin errichtet.

Nach Angaben des Ministeriums wurde der Standort gewählt, um einen direkten Seetransport der massiven Stahltürme zu ermöglichen, die einen Durchmesser von bis zu 10 Metern, eine Höhe von 50 Metern und ein Gewicht von 450 Tonnen erreichen können. „Diese enormen Dimensionen machen es unmöglich, diese Elemente auf dem Landweg zu transportieren“, erklärte Paszyk.

Die Fabrik soll jährlich bis zu 500 Turmteile produzieren, was je nach Modell etwa 100 kompletten Türmen entspricht, die jeweils für Turbinen mit einer Leistung von 14 MW ausgelegt sind. Die Gesamtinvestitionen werden sich voraussichtlich auf 880 Millionen Zloty belaufen, wobei Windar 653 Millionen Zloty beisteuert und der Rest aus staatlichen Beihilfen stammt.

Der Bau der Anlage wird von einer polnischen Tochtergesellschaft der australischen Porr-Gruppe durchgeführt. Nach Angaben der Porr wird die Anlage vier Produktionslinien in einem 47.000 Quadratmeter großen Gebäude sowie ein Rohstofflager umfassen.

Am 29. Mai wurde der symbolische Grundstein für das Werk gelegt, das 2026 fertiggestellt werden und Anfang 2027 seine volle Produktionskapazität erreichen soll, berichtet die Lokalzeitung Glos Szczecinski. Es wird erwartet, dass dort fast 500 Arbeitsplätze geschaffen werden.

Diese Entwicklung ist die jüngste in einer Reihe von Investitionen ausländischer Unternehmen in den wachsenden polnischen Sektor der Windturbinen-Herstellung. Anfang 2022 kündigten zwei spanische Unternehmen, darunter Windar, Pläne zum Bau von Fabriken für Windturbinen-Komponenten an.

Später im selben Jahr gab ein dänisches Unternehmen bekannt, dass es in der Nähe von Stettin eine Fabrik für die Montage von Teilen für Windturbinen errichten wird. Diese Anlage soll noch in diesem Jahr in Betrieb genommen werden und 700 direkte Arbeitsplätze schaffen.

Paszyk wies darauf hin, dass die 230 Millionen Zloty an öffentlichen Mitteln, die für die neue Windar-Anlage gewährt werden, Teil eines umfassenderen 5-Milliarden-Zloty-Pakets sind, das vom Ministerium für umweltfreundliche Investitionen vorgesehen ist und darauf abzielt, Polens Abhängigkeit von konventionellen Energiequellen zu verringern.

DUH-Bundesgeschäftsführer Jürgen Resch kritisiert das Verhalten der Landesregierung unter Ministerpräsident Winfried Kretschmann (Grüne). „Die Regierung verweigert nicht nur wirksamen Klimaschutz, sondern missachtet geltendes Recht“, sagte er. Resch kündigt an, im Fall weiterer Untätigkeit erneut eine Klimaklage einzureichen. Bereits in der Vergangenheit hatte die DUH erfolgreich gegen unzureichende Klimapolitik geklagt, zum Beispiel gegen die Landeshauptstadt Stuttgart auf ein Luftreinhalte-Konzept wegen überhöhter Feinstaub-Werte.

Maßnahmen für ein Sofortprogramm

Als Beispiele für sofort umsetzbare Maßnahmen nennt die DUH unter anderem eine energetische Sanierung öffentlicher Gebäude wie Schulen und Kindergärten, ein Tempolimit von 100 Kilometern pro Stunde auf Autobahnen und 80 Kilometern pro Stunde auf Bundes- und Landstraßen sowie Tempo 30 innerorts im Rahmen eines Modellversuchs. 

Zudem fordert die Organisation, den Stuttgarter Kopfbahnhof zu erhalten und die Gäubahn übergangslos an den neuen Bahnknoten Stuttgart 21 anzubinden. Nur so könne ein dauerhafter Abbruch der internationalen Zugverbindungen nach Singen, Zürich und Mailand verhindert werden.

Besonders im Verkehrssektor zeigt der Projektionsbericht laut DUH eine deutliche Verfehlung. Das Ziel von 9 Millionen Tonnen CO2 im Jahr 2030 werde hier voraussichtlich um 50 Prozent überschritten, sollte es keine deutliche Kurskorrektur geben. Auch die im Gesetz festgeschriebene Klimaneutralität bis 2040 werde in keinem Sektor erreicht.

Klage beim Verwaltungsgerichtshof

Rechtsanwalt Remo Klinger, der die DUH vertritt, betont, dass das Land verfassungsrechtlich verpflichtet sei, das ihm Mögliche für den Klimaschutz zu tun. Die gesetzlichen Vorgaben seien klar – deren Umsetzung sei nicht optional, sondern zwingend notwendig. Sollte das Sofortprogramm bis zum 8. Juni nicht beschlossen werden, werde die DUH Klage vor dem Verwaltungsgerichtshof Baden-Württemberg einreichen.

Bereits im April hatte Fridays for Future gemeinsam mit anderen Organisationen in einem Offenen Brief ein umfassendes Sofortprogramm von der Landesregierung gefordert. Die DUH schloss sich diesem Aufruf an. Paula Kanzleiter von Fridays for Future Baden-Württemberg warnt davor, dass eine fortgesetzte Untätigkeit der Regierung die soziale Sicherheit gefährde. Die Landesregierung trage Verantwortung gegenüber Millionen junger Menschen im Land, deren Lebensgrundlagen durch die Klimakrise bedroht seien.

Ob die Landesregierung auf den Druck reagiert, bleibt offen. Aus Sicht der DUH und von Fridays for Future besteht jedoch kein Spielraum mehr: Das Klimaschutzgesetz des Landes schreibe konkrete Reaktionen bei Zielverfehlung vor – und dieser Fall sei nun eingetreten.

14 Degrees betreibt eine cloudbasierte B2B-Plattform, die auf den anonymisierten Handel mit THG-Quoten spezialisiert ist. Green Navigation (früher Arcanum Energy) vermarktet Biomethan über eine digitale Plattformlösung. Beide Unternehmen adressieren dieselbe Zielgruppe: „Wer Biomethan als Kraftstoff verwendet, hat oft auch THG-Quote zu vermarkten – und umgekehrt. Unser Ziel ist es, unseren Plattformteilnehmern effiziente Handelsumgebungen zu bieten, die eine einfache und sichere Vermittlung der jeweiligen Commodities ermöglichen“, erklärt Leonardo Ziegler, Geschäftsführer von 14 Degrees. Gemeinsames Ziel ist die Etablierung integrierter Prozesse für beide Commodities auf den jeweiligen Plattformen.

Mehr Transparenz und Wissenstransfer

Die Plattformbetreiber setzen auf eine standardisierte und zugleich anpassungsfähige digitale Infrastruktur, die den Austausch zwischen Handelspartnern erleichtern soll. Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der Verbesserung der Markttransparenz. Beide Unternehmen sehen digitalen Handel als Instrument zur Vereinfachung der Marktprozesse. Darüber hinaus wollen sie ihre Zusammenarbeit nutzen, um übergreifende Informationen und Fachwissen stärker zu teilen. Geplant sind unter anderem gemeinsame Formate zur Wissensvermittlung für Marktteilnehmer. 

„Unser Ziel ist es, den Biomethan-Markt einfacher und sicherer zu machen. Dafür sind Online-Plattformen ein wichtiges Instrument“, so Vera Schürmann, Geschäftsführerin der Green Navigation GmbH.

Mit Strom aus den in der Region Bruck gelegenen leistungsstarken Windparks könnte die Anlage ab Ende 2027 jährlich bis zu 23.000 Tonnen „grünen“ Wasserstoffs erzeugen. Nach Angaben der OMV wäre sie damit „eine der größten ihrer Art in Europa“. 

Laut Martijn van Koten, dem für die Raffinerien der OMV zuständigen Vorstand des Konzerns, wäre es möglich, mit dem Elektrolyseur „einen wesentlichen Teil des Wasserstoffbedarfs der Raffinerie in Schwechat“ zu decken. Der Aussendung zufolge könnte die OMV ihren CO2-Ausstoß auf diese Weise um etwa 150.000 Tonnen pro Jahr verringern. Laut dem Geschäftsbericht des Unternehmens beliefen sich dessen CO2-Emissionen über die gesamte Wertschöpfungskette hinweg (Scope 1 bis 3) im Jahr 2019 auf rund 129 Millionen Tonnen. Bis 2040 sollen sie auf 63 Millionen Tonnen sinken, bis 2050 auf „netto Null“. 

Zeitgleich mit der Ankündigung des Großprojekts nahm der Konzern in Schwechat einen kommerziellen 10-MW-Eletrolyseur in Betrieb. Mit einer Kapazität von bis zu 1.500 Tonnen „grünen“ Wasserstoffs ist dieser die derzeit größte solche Anlage in Österreich. Die Erfahrungen mit ihrem Betrieb will die OMV bei der Arbeit mit dem 140-MW-Elektrolyseur nutzen.

Windkraft ersetzt Kernkraftwerk

Peter Barth, Geschäftsführer der Amprion Offshore, hob die Bedeutung des Projektes hervor: „Wir schließen über Dolwin 4 und Borwin 4 Offshore-Windparks mit einer Leistung von 1,8 Gigawatt in Lingen an das Stromnetz an.“ Das trage zur Energiewende bei und stütze den Energiestandort Lingen, sagte Barth. Bis Mitte 2023 war das Kernkraftwerk Emsland an die Amprion-Umspannanlage in Lingen angeschlossen. Dolwin 4 und Borwin 4 werden die entfallene Erzeugungsleistung mit Offshore-Windenergie ersetzen.

„Mit Blick auf die Kosten der Energiewende freut es mich besonders, dass wir die Projekte im Zeitplan, Borwin 4 sogar ein Jahr früher, als geplant, umsetzen“, unterstrich der Amprion-Vertreter. Ein zügiger Netzausbau und damit die Vermeidung von Netzengpässen senke die Kosten am effektivsten.

In den nächsten fünf Jahren werde das Unternehmen mehr als 10 Milliarden Euro in Projekte in Niedersachsen investieren. Das schaffe Wertschöpfung in der Region und stoße Folgeinvestments an, sagte Barth.
 
Staatssekretär Wunderling-Weilbier betonte die Bedeutung der Offshore-Windparks für die Zukunft der Energieversorgung in Niedersachsen. „Dieses Projekt zeigt, wie wir durch technologischen Fortschritt und gezielte Investitionen die Energiewende vorantreiben und gleichzeitig Wertschöpfung sowie neue Arbeitsplätze in der Region
schaffen“, sagte er. Niedersachsen wolle eine nachhaltige, wirtschaftlich starke und sichere Energiezukunft.

Hintergrund der Netzanbindung

Für die Offshore-Netzanbindungssysteme Dolwin4 und Borwin4 baut Amprion im Industriepark Lingen nordöstlich der Umspannanlage Hanekenfähr die Konverterstation. Anschließend wird er über die dazugehörige „Schaltanlage Hilgenberg“ und eine Freileitung in die bestehende Umspannanlage eingespeist. Amprion hat Siemens Energy als Generalunternehmer für die Konverterstation beauftragt. Es ist mit einer Bauzeit von etwa zwei bis drei Jahren zu rechnen.

Die weitestgehend parallel verlaufenden Offshore-Netzanbindungssysteme Dolwin4 und Borwin4 gehören zu den wichtigen Energiewende-Projekten in Deutschland. Sie sollen 2028 in Betrieb gehen. Von den Nordsee-Windparks aus verlaufen die Kabel zunächst 60 bzw. 125 Kilometer auf See. Sie unterqueren die Insel Norderney und erreichen im Bereich Hilgenriedersiel die Küste. Von dort aus verlaufen sie noch rund 155 Kilometer als Erdkabel in Richtung der Umspannanlage Hanekenfähr in Lingen (Ems), wo Amprion sie an sein Übertragungsnetz anschließen wird.

Die TAP wird als eine Software-as-a-Service(SaaS)-Lösung entwickelt − speziell auf die Anforderungen deutscher Energieversorgungsunternehmen zugeschnitten. Ziel ist es, zentrale Marktprozesse für Lieferanten, Netzbetreiber und Messstellenbetreiber in den Bereichen Strom, Gas, Wärme, Wasser und Non-Commodity zu digitalisieren.

Im zweiten Entwicklungsblock wurden zentrale Grundfunktionen umgesetzt. Dazu zählen die registrierende Leistungsmessung für Strom-Großverbraucher (RLM Strom) sowie das Standardlastprofil für Gas-Kleinverbraucher (SLP Gas). Bereits seit dem ersten Block laufen zudem die SLP-Strom-Prozesse auf der Plattform. Weitere Funktionen, etwa im Mahn- und Zahlungswesen, sind ebenfalls Bestandteil des aktuellen Ausbaustands.
 Schrittweise Entwicklung in sechs Blöcken

Die Plattform wird stufenartig in insgesamt sechs Blöcken zu jeweils drei bis vier Entwicklungsphasen aufgebaut. Dies ermöglicht es laut Thüga, die Komplexität des Projekts beherrschbar zu machen und iterativ einen Block zu testen und parallel den nächsten zu entwickeln, teilte die Thüga dazu weiter mit.

Mit der TAP will die Thüga ihren eigenen Weg gehen, nachdem 2019 die „Verbandsübergreifende Initiative IT-Plattform der Zukunft“ (VÜI) gescheitert war. Die Entwicklung gestaltete sich indes schwieriger, als erwartet: Eine wesentliche Herausforderung sei gewesen, die Anforderungen der Großen mit denen der vielen kleinen Stadtwerke im Thüga-Verbund auf einer einzigen Plattform abzubilden, hatte Matthias Cord, stellvertretender Vorstandschef der Thüga AG, bereits 2022 im Gespräch mit der Redaktion erklärt. 

Nach einer Ausschreibung hatte die Beratungsgesellschaft Accenture im November 2021 den Zuschlag für die Umsetzung erhalten (wir berichteten). Der Kern der SaaS-Lösung wird von SAP entwickelt. Im Jahr 2026 soll die TAP, wie geplant, starten.

Mit Sitz im schweizerischen Zug entwickelt, betreibt und aggregiert Terralayr Batteriespeicher in Deutschland. Die Flexibilitätsplattform des 2022 gegründeten Unternehmens ermöglicht es nach Unternehmensangaben, unterschiedliche Speicherstandorte technisch zu bündeln und deren Lade- und Entladeleistung gezielt am Strommarkt einzusetzen.

RWE erhält im Rahmen eines sogenannten „Tolling-Vertrags“ Zugang zur Speicherkapazität und kann diese in den eigenen Energiehandel integrieren. Ein Tolling-Vertrag ist eine Vereinbarung, bei der ein Anlagenbetreiber einem Dritten das Recht einräumt, die technische Leistung der Anlage – etwa Strom aus einem Batteriespeicher – wirtschaftlich zu nutzen, ohne die Anlage selbst zu besitzen oder zu betreiben.

Ein seltener „Multi-Asset-Capacity Toll“

Derartige Verträge seien im Energiesektor üblich, teilen die Partner mit. Der technische Betrieb verbleibt beim Eigentümer – in diesem Fall Terralayr –, während der Partner die nutzbare Flexibilität marktwirtschaftlich optimiert. Anders als bei klassischen Vereinbarungen, bei denen eine bestimmte physische Anlage im Mittelpunkt steht, handelt es sich hier um einen „Multi-Asset-Capacity Toll“. Dabei werden mehrere Batteriespeicher über eine technische Schnittstelle wie ein einheitlicher Speicher genutzt.

Mikko Preuß, Chief Commercial Officer (CCO) bei Terralayr, zeigt sich überzeugt: „Eine stabile Erlöserwartung ist ein entscheidender Baustein für die Finanzierung von Batteriespeicher-Projekten. Durchdie Kooperation mit RWE können wir einen neuen Marktstandard mit festen Vergütungsstrukturen etablieren.“

Der Tolling-Ansatz ermögliche erstmals auch Betreibern kleinerer Speicher den Zugang zu langfristigen Abnahmeverträgen mit kalkulierbaren Einnahmen. Bisher seien solche Festpreis-Produkte überwiegend großen Projekten vorbehalten gewesen.

Betriebsrisiko gestreut, Integration vereinfacht

Die Plattformstruktur bringt laut Angaben der Unternehmen weitere Vorteile: Durch die Bündelung sinke das Betriebsrisiko, da es nicht mehr an einer einzigen Anlage hängt. Die technische Einbindung über eine zentrale Schnittstelle erlaube zudem eine einheitliche Steuerung unterschiedlicher Batteriesysteme – unabhängig von Größe und Bauart. Neue Speicher ließen sich dadurch leichter in die bestehende Vermarktungsstruktur integrieren.

RWE sieht in dem Ansatz eine sinnvolle Ergänzung zum eigenen Speicherportfolio. Bart Beljaars, Leiter Commercial Asset Optimisation für Kontinentaleuropa bei RWE, erklärt: „Die Flexibilität aus der Plattform von Terralayr ergänzt unser eigenes, wachsendes Batterie- und Erzeugungsportfolio. So können wir Flexibilität aus eigenen wie auch aus Kundenspeichern gezielter dort einsetzen, wo sie den größten Nutzen bringt.“

Erweiterung der Zusammenarbeit geplant

Beide Unternehmen kündigten an, auf Basis der aktuellen Vereinbarung weitere Speicherkapazitäten zu integrieren. Zudem wollen sie gemeinsam Lösungen entwickeln, um über die Terralayr-Plattform auch anderen Investoren und Betreibern Zugang zu Festpreisprodukten zu ermöglichen.

RWE betreibt aktuell Batteriespeicherprojekte mit rund 370 MW Leistung in Deutschland und über 1.200 MW weltweit. Terralayr bietet mit seiner Plattform Flexibilitätsdienste mit Laufzeiten zwischen 15 Minuten und 15 Jahren an. Zielgruppe sind etwa Energieversorger, Netzbetreiber oder Rechenzentren, die Strom flexibel nutzen wollen, ohne selbst in physische Speicher zu investieren.

Im Jahr 2023 hatten sich die Umsatzerlöse des Konzerns auf 126 Millionen Euro summiert. 96 Millionen Euro davon brachte der Geschäftsbereich Windenergie ein. 20 Millionen wurden mit Energiehandel erwirtschaftet. Der Konzernüberschuss betrug 2023 knapp 14 Millionen Euro und schrumpfte 2024 um fast die Hälfte auf 7,1 Millionen Euro zusammen, schob Prokon am 2. Juni auf Anfrage nach. Das heißt, die Ausschüttung der eG an ihre Genossen ist zwar immer noch niedriger als der eG-Jahresüberschuss und lässt sich damit aus dem Cashflow bezahlen, aber neuerdings höher als der Konzern-Jahresüberschuss. Die Genossen gönnten sich einen Schluck aus der Pulle.

„Wir setzen trotz Marktdruck unseren stabilen Kurs fort“, kommentiert Vorstandsvorsitzender Henning von Stechow das Ergebnis für 2024. Weiter gestiegen ist der Zahl der Mitglieder, 1.669 kamen nach Angaben des Vorstands im vergangenen Jahr hinzu, zum Jahresschluss zählte er insgesamt 40.811 Mitglieder.

Investitionen von 51 Millionen Euro

Die neu gezeichneten Geschäftsguthaben beziffert Prokon auf 16,9 Millionen Euro. Die Eigenkapitalquote der Genossenschaft sei damit um 5,3 Punkte auf 48,7 Prozent gestiegen, heißt es.

Aktuell betreibt die Prokon Gruppe, die ihren Sitz in Itzehoe (Schleswig-Holstein) hat, nach eigenen Angaben 77 Windparks mit 452 Windenergieanlagen in Deutschland, Finnland und Polen. Investitionen in Finanzanlagen und in Anlagen im Bau summierten sich im Jahr 2024 auf 51 Millionen Euro. Ziel sei es, die eigene Stromerzeugung aus Erneuerbaren bis 2030 zu verdoppeln, hieß es.

Gerade erst wurde die Fertigung im US-Bundesstaat Arizona mit in Deutschland hergestellten Solarzellen aufgebaut. Meyer Burger befindet sich nach eigenen Angaben in Gesprächen zur Restrukturierung mit Anleihegläubigern. Betroffen seien zwei Wandelanleihen, die 2027 und 2029 fällig sind.

Das Unternehmen ist seit einigen Jahren in Schwierigkeiten, unter anderem wegen billiger Konkurrenz aus China. Im Herbst hatte Meyer Burger bereits einen Abbau von rund 20 Prozent seiner damals gut 1.000 Stellen angekündigt, womöglich auch in Deutschland. Zu dem Zeitpunkt ging es aber noch davon aus, dass der Standort USA aufgebaut wird. Im Dezember teilte das Unternehmen mit, Gläubiger hätten eine Überbrückungsfinanzierung von fast 40 Millionen Dollar zugesichert.

Meier war von 2013 bis Januar 2023 im Vorstand der Stadtwerke Düsseldorf, danach wirkte er nach einer halbjährigen Auszeit als Berater. Von Oktober 2021 an zeichnete er bei den Stadtwerken Düsseldorf verantwortlich für Finanzen, Controlling, Immobilien, Einkauf sowie Recht und Compliance.

Das Stadtwerk ist eine Beteiligung der Energie Baden-Württemberg AG, wo der diplomierte Betriebswirt inklusive Vorläufergesellschaft Badenwerk AG seine gesamte bisherige Managerkarriere verbracht hat. Vor seinem Wechsel nach Düsseldorf war der gebürtige Karlsruher innerhalb des EnBW-Konzerns in verschiedenen Management- und Organfunktionen tätig, zuletzt als Geschäftsführer der EnBW Systeme Infrastruktur Support GmbH.

Martin Rau ist seit 2011, dem Gründungsjahr der Stadtwerke Stuttgart GmbH, Geschäftsführer. Bereits im November 2023 hatte der 63-Jährige den Geschäftsführerposten der Stadtwerke Stuttgart Vertriebsgesellschaft mbH (SWSV) übergeben. Den Grund für sein Ausscheiden Ende dieses Jahres nennen die SWS in ihrer Mitteilung nicht. Nach Rechnung der Redaktion lässt Rau seinen aktuellen 5-Jahresvertrag auslaufen.

Dem Geschäftsbericht zufolge liegt der Jahresüberschuss bei 161 Millionen Euro. Im Vergleich zum Vorjahr 2023 entspricht das einem Zuwachs von 29 Millionen Euro. Der Umsatz der gesamten Gruppe stieg marginal von knapp auf gut 2,7 Milliarden Euro.

Zur Gruppe gehören neben der Süwag Enerie AG auch die Süwag Grüne Energien und Wasser AG & Co. KG, die Süwag Vertrieb AG & Co. KG sowie der Verteilnetzbetreiber Syna GmbH. Auf Basis des Ergebnisses beschloss die Hauptversammlung am 27. Mai 2025 eine Dividendenausschüttung in Höhe von 72 Millionen Euro, was 1,50 Euro je Stückaktie entspricht.

Die „Zieldividende“ an Mutter Eon und die kommunalen Aktionäre beträgt 52,8 Millionen Euro. Zieldividende bedeutet, dass diese auch ausbezahlt werden soll, wenn der Gewinn niedriger ausfällt. Das Delta wird dann aus den Gewinnrücklagen bezahlt. In den vergangenen Jahren war dies nur für 2022 der Fall (wir berichteten).

Der Stromabsatz der Süwag-Gruppe blieb mit 5,5 Milliarden kWh ähnlich hoch wie im Vorjahr, der Gasabsatz stieg von 4,34 Milliarden kWh im Jahr 2023 auf 4,92 Milliarden kWh. 

Die Investitionen stiegen auf 277 Millionen Euro, nach 252 Millionen Euro im Vorjahr. Etwa 250 Millionen Euro entfielen erneut auf den Netzbereich sowie auf Digitalisierungsmaßnahmen. 

Fortführung der Netzpartnerschaft in Frankfurt

Ein bedeutender Schritt im Netzgeschäft war für den Vorstand der Süwag die Einigung mit der Mainova zur Fortsetzung der fast 100-jährigen Zusammenarbeit beim Betrieb der Stromnetze im Frankfurter Westen. Die Vereinbarung sieht vor, dass die Syna GmbH, eine Tochtergesellschaft der Süwag, die Netze in den Stadtteilen Höchst, Sindlingen, Unterliederbach und Zeilsheim weiterhin betreibt – zunächst bis 2046.

Im Hinblick auf die kommenden fünf Jahre plant die Süwag, mehr als 1,2 Milliarden Euro in den Ausbau und die Digitalisierung ihrer Netzinfrastruktur zu investieren. Damit bleibe der Bereich zentral für die Unternehmensstrategie, hieß es.
 Erzeugungskapazitäten und Wärmewende im Fokus

Im Bereich erneuerbare Erzeugung verfolgt die Süwag das Ziel, bis 2030 ein grünes Portfolio zu erschließen, das pro Jahr 1 Milliarde kWh Strom erzeugt. Mit der Gründung zweier Gesellschaften − der BMR-Süwag-Projektentwicklungsgesellschaft mbH und der Alterric-Süwag-Projektentwicklungsgesellschaft mbH − wurden neue Strukturen für den Ausbau von Windkraft- und Photovoltaikanlagen geschaffen. In den Gesellschaften sollen Windkraft- und Photovoltaikprojekte entwickelt und umgesetzt werden.

BMR ist ein grüner Projektierer und Betriebsführer aus Geilenkirchen (NRW), Alterric aus Oldenburg im selben Segment ein Gemeinschaftsunternehmen des Energiekonzerns EWE und der Aloys-Wobben-Stiftung, die den Auricher Windturbinen-Hersteller Enercon trägt.

Parallel dazu wurde das Wasserkraftwerk Cramberg an der Lahn modernisiert. Die Arbeiten wurden im Jahr 2024 abgeschlossen. Nach Unternehmensangaben wurde dabei der Wirkungsgrad der Anlage verbessert.

Zudem wurde mit der Wärmeversorgung Hattersheim GmbH ein neues kommunales Unternehmen gegründet, das Projekte zur Nutzung industrieller Abwärme entwickeln und betreiben soll.

„Erstmals in der Süwag-Geschichte beschäftigen wir mehr als 2.400 Menschen – ein neuer Rekord“, ergänzt Vorstand Mike Schuler. Im Jahr 2023 lag die Zahl der Beschäftigten bei 2.085. 

Auch auf der Kundenseite verzeichnete das Unternehmen ein Wachstum. Die Zahl der Geschäftskunden stieg um 11 Prozent. Insgesamt betreut der Vertrieb mehr als 800.000 Privatkunden im Strom- und Gasbereich. Der B2B-Bereich bleibt nach Angaben der Unternehmensführung ein Schwerpunkt im Vertriebsportfolio.

 
Die Ladeverluste beim Schnellladen von vier E-Auto-Modellen hat der Allgemeine Deutscher Automobil-Club (ADAC) unter die Lupe genommen. Die Studie zeigt, dass die Effizienz des Ladevorgangs stark von der Batterie- und Umgebungstemperatur abhängt. Bei warmen Batterien liegen die Ladeverluste zwischen ein und vier Prozent (graue Balken), während sie bei kalten Batterien auf sechs bis zehn Prozent (schwarze Balken) ansteigen können. Diese Verluste entstehen, weil zusätzliche Energie benötigt wird, um die Batterie auf die optimale Temperatur zu bringen. Der ADAC empfiehlt, die Batterie bereits während der Fahrt zur Ladesäule vorzuwärmen und möglichst viel Energie in einem Ladevorgang zu laden, um die Effizienz zu steigern.

Strom: Überwiegend schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Der Montag wurde mit 88,00 Euro je Megawattstunde im Base gehandelt. Der Freitag selbst war am Mittwoch bei 46,50 Euro/MWh in der Grundlast gesehen worden.

Die Erneuerbaren-Einspeisung dürfte den Meteorologen von Eurowind zufolge am Montag mit etwas mehr als 19 GW deutlich geringer ausfallen als noch am Freitag mit 36 GW. Dabei soll vor allem deutlich weniger Wind- aber auch weniger Solarstrom anfallen. Das US-Wettermodell sieht für die kommenden 14 Tage eine stark schwankende, zumeist leicht unterdurchschnittliche Windeinspeisung.

Am langen Ende verlor das Strom-Frontjahr 2,13 auf 87,26 Euro je Megawattstunde.

CO2: Schwächer haben sich die CO2-Preise am Berichtstag gezeigt. Der Dec 25 verlor bis gegen 15 Uhr 0,48 auf 70,46 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 11,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 71,69 Euro, das Tief bei 70,25 Euro.

Im Handelsverlauf hatten sich die Zertifikate zunächst in kleinen Schritten aufwärts bewegt, gestützt von den am Mittwoch veröffentlichten Zahlen der sich im Umlauf befindlichen Zertifikate (TNAC), nach 14 Uhr drehte der Dec 25 dann jedoch ins Minus und folgte den Gas- und Strompreisen.

Die Zahl der sich im Umlauf befindlichen Zertifikate (TNAC) lag Ende 2024 bei 1,148 Milliarden und war damit sogar rund 3 Prozent höher als im Vorjahr, wie die Analysten der Commerzbank berichten. Dies sei vor allem dem zusätzlichen Angebot an Zertifikaten zur Finanzierung des „RePowerEU-Plans“ zuzuschreiben. Entsprechend müssen nun mit 276 Millionen Zertifikaten mehr Emissionsrechte in die Marktstabilitätsreserve überführt werden als im Vorjahr, wo es noch 266 Millionen waren.

Dadurch reduziere sich das Auktionsangebot in den folgenden zwölf Monaten von September an, so die Analysten weiter. Dennoch dürfte im laufenden Jahr laut BloombergNEF das Angebot wegen der vorgezogener Auktionen die Nachfrage abermals übersteigen. Das bremse die Erholung der CO2-Preise, die aber immerhin mit um die 70 Euro/Tonne rund 10 Euro höher notierten, als noch Anfang April. Für die längerfristige Preisentwicklung sind der Einschätzung zufolge aber vor allem die langfristigen Ziele entscheidend und damit die anstehende Diskussion um das Interimsziel für 2040 von großem Interesse. Die EU-Kommission will diesbezüglich am 2. Juli einen Vorschlag vorlegen, der mehr Flexibilität für das von ihr vorgeschlagene Ziel einer Reduzierung der Treibhausgasemissionen um 90 Prozent gegenüber 1990 enthält.

Erdgas: Etwas schwächer haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14 Uhr 0,12 auf 35,025 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es um 0,275 auf 35,950 Euro nach unten.

Belastet wurden die Preise durch eine verbesserte Versorgungslage, da die ungeplanten Wartungsarbeiten im Gasfeld Troll früher als erwartet beendet werden konnten, wie Gassco berichtete. Laut Gassco-Daten dürfte der Gasflow aus Norwegen damit am Freitag mit 296 Millionen Kubikmetern um 13 Millionen Kubikmeter höher ausfallen als am Vortag.

Die Gaspreise waren am Donnerstag mit dem Gerichtsurteil in den USA gegen die Zollpläne von US-Präsident Trump gestiegen, da sich Marktteilnehmer davon mehr Energiebedarf in Europa erhofften, wie Bloomberg berichtete. Am Freitag machte sich Ernüchterung breit, nachdem die Trump-Regierung mit ihrer sofortigen Berufung einen Erfolg erzielt hatte und die Zölle zumindest vorläufig beibehalten werden dürfen. Das Gericht will den Fall nun genauer prüfen. Derweil erwägt das Trump-Team bereits einen Plan B, falls man doch noch vor Gericht scheitern sollte.
Unterstützung dürfte nach Einschätzung von Händlern mittelfristig eine steigende Nachfrage nach LNG in Asien mit sich bringen, da dort höhere Temperaturen für einen gesteigerten Strombedarf für den Betrieb von Klimaanlagen sorgen dürften.