Das Ausschreibungsvolumen hatte ursprünglich für dieses Jahr bei 600 MW gelegen − aufgeteilt auf zwei Termine. Allerdings kürzte die Bundesnetzagentur die Gebotsmenge für den April schon deutlich auf etwas über 26 MW zusammen. Es gab bei dieser Ausschreibung wiederholt keine Bietenden.

„Aufgrund drohender Unterzeichnung“ hatte die Bundesnetzagentur das Volumen bereits im vergangenen Jahr stark reduziert. Auch das lag an den wenigen Geboten. Im April 2024 wurde kein Gebot eingereicht, im September vergangenen Jahres ging dann ein Gebot für rund 2 MW ein, hier lag die Ausschreibungsmenge nur noch bei 75 MW.

Bereits im Jahr 2023 wurde bei den zwei Gebotsterminen und einem damaligen Höchstwert von bis zu 19,31 Cent/kWh kein einziges Gebot abgegeben (wir berichteten). Am 1. Dezember 2021 hatte überhaupt die erste Ausschreibung von Biomethananlagen stattgefunden; zuvor waren diese Anlagen unter „Biomasse“ subsumiert.

Branchenvertreter beklagen seit längerem, dass das Biomethansegment in seiner aktuellen Ausgestaltung für potenzielle Bieter nicht attraktiv sei. Die Branche führt das mangelnde Interesse auf die Änderung des EEG-Ausschreibungsdesigns zurück. „Seit der mit dem Osterpaket 2022 vorgenommenen Neuausrichtung der EEG-Vergütung für Biomasse, weg von flexiblen Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen auf Basis von Biogas, Holz und Biomethan hin zu reinen Biomethan-Spitzenlast-Kraftwerken ohne Wärmeauskopplung, ging kein einziges Gebot innerhalb der Biomethan-Ausschreibung ein“, monierte etwa der Bioenergieverband. Die übermäßige Ausrichtung der Biomasse-Vergütung auf Spitzenlast-Kraftwerke ohne Wärmeauskopplung werde vom Markt einfach nicht angenommen.

Die Verbände im HBB drängen in ihrer Mitteilung auf eine schnelle Entscheidung und warnen vor dem Verlust dezentraler und flexibler Kraftwerksleistung in der Größenordnung mehrerer Gaskraftwerke. Das Problem besteht darin, dass es ohne das Biomassepaket nur zu einem geringen Volumen bei der nächsten Biomasse-Ausschreibung in Deutschland kommen kann. Sie ist für Oktober angesetzt und die letzte im laufenden Jahr. 

„Die rechtzeitige Notifizierung des Biomassepakets ist für viele Bioenergieanlagen die Grundvoraussetzung für die Freigabe von Investitionen in Milliardenhöhe. Allein in der Biogasbranche warten Berechnungen der Bioenergieverbände zufolge bis zu einem Gigawatt gesicherter Kapazität dringend auf einen Zuschlag bei der Biomasse-Ausschreibung“, erklärte Sandra Rostek, Leiterin des HBB.

Zahlreiche bestehende Biomasseanlagen, inklusive einer großen Zahl erneuerbar betriebener dezentraler Gaskraftwerke, würden andernfalls wegbrechen, bevor überhaupt ein einziges, neues, fossiles Gaskraftwerk von Seiten der Bundesregierung ausgeschrieben wurde, so die Sorge des Bioenergieverbandes. 

„Daher ist es ein wichtiges Signal, dass nun das Genehmigungsverfahren bei der Europäischen Kommission offiziell eröffnet wurde,“ erklärt Rostek. Bis zu zwei Monate hat die Kommission laut dem HBB für ihr Urteil Zeit.

Landesverbände fordern, dass Berlin mehr Druck ausübt

Das Biomassepaket, das im Januar dieses Jahres von Bundestag und Bundesrat mit einer Mehrheit aus den damaligen rot-grünen Regierungsfraktionen und der damals noch oppositionellen CDU/CSU verabschiedet wurde, kann laut der Verbände bis zu 3.000 MW flexibler und erneuerbarer Kraftwerksleistung anreizen.

Mehrere Erneuerbaren-Landesverbände, darunter die Landesverbände Erneuerbare Energien (LEE) aus Nordrhein-Westfalen und Niedersachsen/Bremen, hatten bereits zuvor auf eine schnelle Entscheidung gedrängt (wir berichteten). „Wenn das Biomassepaket nicht rechtzeitig genehmigt wird, droht Deutschland ein massiver Rückschritt bei der Energiewende“, warnte kürzlich Thomas Griese, Vize des LEE NRW.

Der Verbandsfunktionär verlangt von der Bundesregierung, stärker auf Brüssel einzuwirken. Es gehe um 1 Milliarde kWh Ökostrom, der umgerechnet dem Bedarf von 300.000 Haushalten entspricht. Seit Anfang Juli liege der Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) ein Schreiben des LEE NRW vor, in dem der Verband für ihren raschen Einsatz bei der EU-Kommission appelliert. Bisher gebe es aus Berlin indes keine Reaktion. 

Der LEE Niedersachsen/Bremen forderte Ende Juli nicht nur die EU-Kommission auf, das Genehmigungsverfahren zügig abzuschließen. Auch Landes- und Bundespolitik seien in der Pflicht, zusätzlichen Druck auszuüben.

Die formelle Begründung dafür, die notwendige Genehmigung zu versagen, wurde noch nicht veröffentlicht. Nachdem die CEISD die Genehmigung verweigerte, muss der Oberste Rat der Nationalen Verteidigung (CSAT) innerhalb einer Frist von 90 Tagen abschließend entscheiden.

Der deutsche Konzern Eon hatte im Dezember 2024 bekannt gegeben, dass er mit dem mehrheitlich staatlich kapitalisierten ungarischen Unternehmen MVM eine Vereinbarung über den Verkauf der Gas- und Stromversorgungssparte von Eon in Rumänien und des Dienstleistungsunternehmens Eon Asist Complet getroffen habe. Der Abwicklung wurde für die erste Hälfte des Jahres 2025 erwartet. Der Preis für die Eon-Töchter wurde nicht bekannt gegeben, Schätzungen von Marktteilnehmern lagen bei etwa 200 bis 210 Millionen Euro.
 Unmittelbar nach Bekanntgabe des Deals kündigten die Behörden die Prüfung durch die CEISD an, der Aufgabe es sei, strategische Investitionen zu überwachen, um die Interessen Rumäniens zu schützen. Dabei wurde auf die Verbindungen des Käufers MVM zur Russischen Föderation, das Risiko einer späteren Übertragung der Anteile von Eon Energie Romania an Unternehmen außerhalb der EU und die zunächst unklare Herkunft der Mittel von MVM für diese Übernahme verwiesen. „Wir werden nicht zulassen, dass kritische Sektoren wie der Energiesektor durch geopolitische oder wirtschaftliche Spielchen angreifbar werden, die unsere europäischen Prinzipien des Wettbewerbs, der Transparenz und des Binnenmarktes missachten“, erklärte der damals noch zuständige Minister Sebastian Burduja von der Nationalliberalen Partei (NLP).

Später erklärte MVM-CEO Karoly Matrai, er sehe kein Wettbewerbsproblem auf dem rumänischen Markt durch die Übernahme. Zudem kaufe MVM nicht, um selbst weiterzuverkaufen, und werde die von Eon zu übernehmenden Kunden nicht mit russischem Gas beliefern, da dieses teurer sei als Gas aus rumänischer Förderung.

Das Medium berichtet, Frey habe „am Freitag einen Antrag auf Korrektur beim Energieministerium gestellt und dabei auf rechtliche und verfahrenstechnische Unregelmäßigkeiten bei der Auswahl der Verfasser des Berichts sowie bei der Erstellung und Verbreitung der Bewertung hingewiesen“. Frey habe in seinem Antrag auf Korrektur argumentiert, dass das Verfahren gegen vier Bundesgesetze verstoße, die die Integrität der Wissenschaften gewährleisten sollen.

Für die Neubrandenburger Verkehrsbetriebe (NVB) sind es die ersten sechs E-Busse überhaupt in der Flotte. Und das sei auch der Grund für die vergebenen E-Namen. Denn Elektro-Busse seien „für den Busverkehr der Vier-Tore-Stadt etwas Besonderes“, heißt es in einer Mitteilung.

Der Begriff Elektrolöwen leitet sich zudem von der Typenbezeichnung ab. Angeschafft hat der Versorger Gelenkbus-Modelle des Herstellers MAN, aus der „Lion’s-City“-Reihe. Endlich angeschafft, möchte man sagen – denn die NVB haben beinahe ein Jahr auf die Fahrzeuge gewartet. Die Auslieferung habe sich seit Herbst 2024 verzögert, heißt es in der Mitteilung.

Der erste der 18 Meter langen E-Busse mit 640 kWh Batteriekapazität ist seit Mitte August auf den Straßen der Kreisstadt zu sehen. Die fünf anderen Wagen folgen in Kürze. Sie sind im Linieneinsatz unterwegs, anders als zwei kleinere Rufbusse („Rufus“). Diese sind eigentlich seit Juni 2025 die ersten Elektro-Anschaffungen in Neubrandenburg, allerdings wesentlich kleiner und nur auf Bedarf von Fahrgästen zu buchen.

Die sechs großen Elektro-Busse kosten insgesamt 5,7 Millionen Euro. Davon steuert der Landkreis Mecklenburgische Seenplatte 1,2 Millionen Euro bei. Die NVB greifen in der Einführungsphase noch auf eine mobile Ladeinfrastruktur zurück. Auf dem Betriebshof entstehen sukzessive moderne Lade- und Wartungsanlagen.

Während andere Kommunen seit Jahren mit der Umstellung ihrer Flotten von Diesel- auf Elektro- oder Wasserstoff-Antriebe setzen, beginnt die Entwicklung in Neubrandenburg erst jetzt. Dafür gibt der Kommunalversorger auf Anfrage mehrere Gründe an.

Zunächst warteten die Stadtwerke die Ergebnisse einer Machbarkeitsstudie eines Fraunhofer-Instituts über geeignete Antriebsformen ab. Dann begaben sie sich auf die Suche nach Geldgebern, die ausschließlich auf Landkreisebene von Erfolg gekrönt war. „Als kleines Unternehmen ohne Vorerfahrung mit Hochvolt-Technik mussten wir zudem parallel die Ladeinfrastruktur neu aufbauen“, so ein Sprecher des Unternehmens zu dieser Redaktion.

Die europaweite Ausschreibung und die Lieferung verzögerten sich schließlich über die erwartete Zeitspanne von insgesamt 14 Monaten hinaus. Nun aber seien die Voraussetzungen für den Linienbetrieb erfüllt. Sukzessive wollen die Stadtwerke alle zuvor 30 Dieselbusse durch vollelektrische Fahrzeuge ersetzen, dies soll Anfang der 2030er-Jahre erreicht sein. Pro Jahr strebt der Versorger bis zu vier neue „E-milias“ und „E-gons“ an.

Die Suche nach qualifizierten Arbeitskräften dürfte schwierig werden. Die höchsten Suchdauern − und damit eine äußerst angespannte Rekrutierungssituation − zeigten sich mit 112 Tagen in der Energietechnik und mit 114 Tagen in der Elektrotechnik. Aber auch im Hochbau (100 Tage) und in der Naturstein-, Mineral-, Baustoffherstellung (104 Tage) sei der Arbeitsmarkt bereits heute angespannt.

„Wir müssen die verfügbaren Arbeitskräfte rekrutieren und diese auch so aus- und weiterbilden, dass die Arbeitskräfte-Potenziale aus schrumpfenden Wirtschaftsbereichen bestmöglich genutzt werden“, sagte IAB-Forscher Christian Schneemann. Zusätzliche müssten technische Berufe schon bei der Berufswahl gefördert werden, die Berufsabschlüsse von Ausländern leichter anerkannt werden sowie Ältere und Frauen besser in den Arbeitsmarkt integriert werden.

Bei der Abgabetransaktion der NEZ für die Emissionen im Verkehrs- und Gebäudesektor 2024 können nach Angaben der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) sowohl NEZ mit der Jahreskennung 2024 als auch mit der Jahreskennung 2025 genutzt werden.

Die NEZ mit der Jahreskennung 2024 beziehungsweise 2025 werden zu einem Stückpreis von 45 Euro beziehungsweise 55 Euro veräußert. Die NEZ der Jahreskennung 2025 lassen sich bis zum letzten Verkaufstermin des Jahres 2025 am 4. Dezember 2025 erwerben. 

Die Frist zur Abgabe für das Berichtsjahr 2024 ist am 30. September 2025, 23.59 Uhr. Die Fristen zur Übertragung von NEZ im NEHS-Register sind von den Verantwortlichen nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) entsprechend zu beachten, um eine rechtzeitige Erfüllung der Abgabepflicht sicherzustellen.

Das Bauvorhaben umfasst 3.700 Quadratmeter Fläche und kostet nach Angaben der Universität insgesamt 73 Millionen Euro. Das Land Niedersachsen und der Bund übernehmen zusammen 65 Millionen Euro der Summe, die restlichen Mittel stammen von der TU Braunschweig.

Der neue Forschungsbau soll, wie es weiter in einer Mitteilung der TU heißt, den regionalen Verbund „Braunschweig LabFactories for Batteries and more“ (BLB+) ergänzen. In diesem Netzwerk arbeiten neben der TU Braunschweig unter anderem die TU Clausthal, die Physikalisch-Technische Bundesanstalt (PTB) und die Leibniz-Universität Hannover zusammen. Ziel ist es, Materialkreisläufe in der Batterie- und Brennstoffzellenforschung zu schließen. Die Partnerschaft mit Industrieunternehmen soll eine schnelle Überführung in die Praxis sicherstellen.
 
Im CPC wollen die Forscher Verfahren zur Rückgewinnung kritischer Rohstoffe entwickeln. Die Stoffe sollen, so der Plan, zu hochreinen Aktivmaterialien aufbereitet und direkt in die Produktion neuer Zellen eingebracht werden. Hierzu wollen die Wissenschaftler Recycling und Resynthese bereits in die Produktentwicklung einbinden, um Batterien und Energiewandler künftig ressourcenschonender und effizienter herzustellen.

Das Gebäude wird sich in zwei Teile gliedern: einen Bürotrakt mit vier Vollgeschossen und ein Technikum, die baulich miteinander verbunden werden. Neben der TU Braunschweig soll auch die TU Clausthal die Räume nutzen. Die Verantwortlichen planen die Fertigstellung für Ende 2027.

Politik und Forschung heben die Bedeutung des Projekts für die Energie- und Verkehrswende hervor. Falko Mohrs (SPD), Niedersachsens Wissenschaftsminister, betonte bei der Grundsteinlegung, dass langlebige Batterien und effiziente Brennstoffzellen entscheidend für die Wettbewerbsfähigkeit der Automobilindustrie und eine nachhaltige Energieversorgung sind. TU-Präsidentin Angela Ittel sieht im CPC einen Ort, „an dem aus linear zirkulär“ werde. Professor Arno Kwade, Leiter der Battery Lab Factory Braunschweig und designierter Sprecher des CPC, beschreibt den Neubau als „zirkuläre Forschungsfabrik“, in der Wissenschaftler experimentelle und digitale Methoden für funktionserhaltende Materialkreisläufe entwickeln.

Um die Erkenntnisse schnell in die Praxis zu bringen, sollen Studierende Hilfe bei der Gründung von eigenen Unternehmen bekommen. Die Einrichtung solle auch Schülern und interessierten Bürgern offen stehen. 

Das Ministerium erklärte, das CEIN (Center for Innovation with Nature) solle das Rheinische Revier als Modellregion für Energieversorgungs- und Ressourcensicherheit international sichtbarer machen. Das Land Nordrhein-Westfalen zahlt Ministeriumsangaben zufolge bis 2029 insgesamt 17 Millionen Euro, der Betrag des Bundes steht noch nicht fest. Das Projekt wird aus Strukturstärkungsmitteln für den Umbau der Region nach dem Ausstieg aus der Braunkohle-Förderung finanziert. 

Baubeginn für das Forschungszentrum in der Campuslandschaft Erftstadt soll 2026 sein. Das Gebäude soll obendrein klimafreundlich und schonend gebaut werden. Außerdem sind Labor- und Testflächen für Renaturierungsmaßnahmen geplant.

Die Zusammenarbeit sei langfristig angelegt, heißt es weiter. Der Pachtvertrag für das Stromnetz werde bis Ende 2035, der für das Gasnetz bis Ende 2034 laufen. In beiden Fällen bleiben die Stadtwerke sowohl Eigentümer der Netze als auch Konzessionsnehmer.

Bisher hatten die Stadtwerke – wie sie erklären – eine „erfolgreiche Zusammenarbeit“ mit der Badenova Netze GmbH „über mehrere Jahre“. Der Neuvergabe sein ein „ergebnisoffenes und aufwendiges Verfahren vorausgegangen“.

Florian Müller, Geschäftsführer der Stadtwerke Müllheim Staufen, betonte vor diesem Hintergrund: „Im Verfahren standen zwei sehr gute Unternehmen zur Wahl. Die Entscheidung fiel nach einem langen, sorgfältigen und strukturierten Prozess.“ Es sei wichtig gewesen, als kommunales Unternehmen das Eigentum an den Netzen und die Steuerungskompetenz zu behalten. Gleichzeitig wolle man aber „vom Wissen eines regional etablierten Netzbetreibers profitieren“, so Müller.

Nun gehe es in den nächsten Monaten um einen „reibungslosen Übergang“. Dazu müssten Daten übertragen, Schnittstellen eingerichtet und Prozesse aufeinander abgestimmt werden.

Worum es anderswo in dem Streit mit Naturenergie geht

Die Netzgesellschaft der Naturenergie, die zum EnBW-Konzern gehört, und die Badenova haben nicht das erste Mal miteinander zu tun. Bei zehn Gemeinden im südbadischen Kandertal geht es beispielsweise um den Übergang der Netze von der Naturenergie zur Badenova. Bereits 2017 hatten die Gemeinderäte nacheiner Ausschreibung ihrer Konzessionen beschlossen, diese an die Badenova Netze zu vergeben. Auch die entsprechenden Verträge sind unterzeichnet.

Allerdings hat die EnBW-Tochtergesellschaft bislang die Übergabe der Netze verweigert. Zwischenzeitlich hatten sowohl das Landgericht Mannheim als auch das Oberlandesgericht Karlsruhe eine Rüge der Naturenergie zu den Konzessionsverfahren abgewiesen. Eine Einigung ist trotzdem noch nicht erzielt, immer noch beschäftigt der Fall die Gerichte (wir berichteten).

Enercity-Chefin Aurelie Alemany verweist in einer Mitteilung darauf, dass das spontane Laden zum jeweils geltenden Tagespreis auch ohne Vertrag möglich sei. Das biete „maximale Transparenz“. Wie sich das in Cent je geladener kWh niederschlägt, verrät das kommunale Unternehmen auch: 37 bis maximal 67 Cent werde Enercity beim dynamischen Laden verlangen, der jeweilige Preis stehe am Vortag von 13.30 Uhr an fest.

Zum Vergleich: Shell startete bereits Ende Juni sein Pilotprojekt des Ladens zu dynamischen Preisen und kam in den ersten Tagen auf eine Preisspanne von 43,5 bis 67 Cent. Im Unterschied zu Enercity kann den günstigsten Preis dort nur bekommen, wer zuvor ein Monatsabo zu Extrakosten für den Extrarabatt abgeschlossen hat (wir berichteten).

Darauf verzichtet Enercity – ebenso wenig ist bei den Hannoveranern eine Ladeapp erforderlich. Die EC- oder Kreditkarte beziehungsweise das Handy mit Bezahlfunktion sollen in Hannover den Ladevorgang auslösen können.

Der Hannoveraner Ansatz sei „erstmalig eichrechtskonform“, behauptet Dominik Freund laut Mitteilung. Er ist der Geschäftsführer von „ev-pay“, dem Partnerunternehmen von Enercity beim Einführen der dynamischen Strompreise an öffentlichen Ladepunkten.

Integrierte Netzdienlichkeit

Grundsätzlich soll das dynamische Batterieladen netzdienlich erfolgen, also zum Beispiel zu Zeiten, in denen Ökostrom im Überfluss in die Netze gelangt. Dann fallen die Preise meist. Dynamische Preissignale, hofft auch Enercity, könnten über das so gesteuerte Ladeverhalten Lastkurven glätten und das Stromsystem entlasten.

Markus Dehn, Enercity-Bereichsleiter E-Mobilität, unterstreicht den Projektcharakter der Aktion. Mit den Erkenntnissen aus dem nun zu untersuchenden Ladeverhalten plane sein Unternehmen, dynamisches Laden schrittweise auf weitere Ladepunkte auszuweiten und die Preismodelle auch in die „easyGo“-App einfließen zu lassen.

Als Begründung für das Verschmelzen mit den SWL gibt EVO-Geschäftsführer Jan Hufenstuhl in einer Mitteilung zu Protokoll, die kommunale Wärmeplanung mache in Leichlingen weitere Transformationen erforderlich. Dafür bündelten die Unternehmen nun ihre Kräfte.

Jan Hufenstuhl selbst gibt mit der Löschung der EVO seine Führungsposition in der 28.000 Einwohner zählenden Blütenstadt auf. Für ihn war es seit September 2023 ohnehin eine Nebentätigkeit, da er bei der Kölner Rheinenergie den Bereich Geschäftskunden/Sales verantwortet (seit 2019).

Im Bergischen sind auch Belkaw und Rheinenergie wichtig

Die EVO war von Beginn an eine partnerschaftliche Gesellschaft der Stadtwerke Burscheid und der SWL. Die Gründung 1978 war eine mittelbare Folge der kommunalen Neuordnung in Nordrhein-Westfalen. Die Gemeinde Witzhelden fiel 1975 der Stadt Leichlingen zu, dort hatten die Stadtwerke Burscheid allerdings bereits ein Gasnetz gebaut und betrieben. In der EVO verblieb schließlich die Gasversorgung für Witzhelden und Oberleichlingen.

In der doppelten Geschäftsführung von Frank Steffes in EVO und SWL wurde die Verflechtung noch einmal augenscheinlich: Der Stadt Leichlingen kam bei beiden Gesellschaften ein Leitungsposten zu, die zuletzt der seit 2014 amtierende SPD-Bürgermeister Steffes bekleidete. Weiterer SWL-Geschäftsführer ist und bleibt Stefan Notz.

Für die Stromversorgung in diesem Teil des Bergischen Landes spielt ein weiterer Partner eine Rolle: die 1914 entstandenen Bergischen Licht-, Kraft- und Wasserwerke („BELKAW GmbH“) aus Bergisch Gladbach. In Burscheid liefert sie Strom und Gas, in Leichlingen Strom.

2018 hatte die Belkaw weite Geschäftsbereiche der Stadtwerke Burscheid übernommen und so die Zukunft des kleinen Versorgers – und Leichlingens Partners in der EVO – gesichert. Die beiden Kommunen halten heute stille Beteiligungen an der Belkaw. Der Regionalversorger für rund 200.000 Menschen ist in Händen der Stadt Bergisch Gladbach (49,9 Prozent) und der Kölner Rheinenergie AG (50,1 Prozent), die wiederum mit 49 Prozent strategischer Partner der Stadtwerke Leichlingen ist und Jan Hufenstuhl in die EVO-Chefetage entsendet hatte.
 Konstruktion gegen Sonderkündigungsrecht

Durch das Aufgehen der EVO in den SWL ergeben sich laut Mitteilung des Leichlinger Versorgers keine Änderungen für die Kundschaft. Die Verträge laufen demnach zu den verhandelten Konditionen weiter. Ein Sonderkündigungsrecht bestehe nicht.

Zum erworbenen Portfolio gehören drei Projekte, die sich bereits in einem fortgeschrittenen Entwicklungsstadium befinden. Geplant ist der Bau von insgesamt 14 Windkraftanlagen. Nach Inbetriebnahme sollen diese Anlagen jährlich so viel Strom erzeugen, dass mehr als 66.000 Haushalte mit grüner Energie versorgt werden können. 

Die Projekte sollen, wie es weiter heißt, in den kommenden Jahren ans Netz gehen. Durch die Integration der Anlagen in den bestehenden Projektbestand baut Qualitas Energy seine Präsenz im deutschen Markt für erneuerbare Energien weiter aus. Das Unternehmen mit Hauptsitz in Madrid ist seit vielen Jahren in Deutschland aktiv und investiert schwerpunktmäßig in Wind- und Solarenergie.

Qualitas Energy ist auf deutschem Boden mit mehreren Standorten vertreten, unter anderem in Berlin, Hamburg, Köln und Stuttgart. Laut dem Unternehmen wurden in den vergangenen fünf Jahren genug Erneuerbare-Energien-Projekte umgesetzt, um 1,2 Millionen Haushalte mit Strom zu versorgen und etwa 1 Million Tonnen CO2-Emissionen zu vermeiden.

Unter dem Strich weitete sich der Fehlbetrag von 424 Millionen im Vorjahreszeitraum auf 528 Millionen Euro aus. Dies sei allem auf erhebliche Zinsaufwendungen sowie Restrukturierungskosten zurückzuführen. Vom zweiten Halbjahr an werde insbesondere durch die Entkonsolidierung von zwei verkauften Tochtergesellschaften eine Entlastung bei den Zinsaufwendungen erwartet, und die Restrukturierungs- sowie Beratungsaufwendungen dürften schrittweise sinken.

Die Baywa hatte sich mit der Expansion der vergangenen Jahre vor allem im Projektgeschäft mit Wind- und Solarparks finanziell verhoben.

 
Die Anzahl der öffentlichen Ladepunkte in Deutschland mit hohen Ladeleistungen nimmt nach Angaben der Bundesnetzagentur weiter zu. Allerdings dominierten auch noch zu Beginn des Jahres 2025 die „Normalladepunkte“ (Ladepunkte mit bis zu 22 kW Leistung). Mit fast 125.000 Normalladepunkten machten diese etwa 77,7 Prozent der Gesamtheit aller Ladepunkte aus. Zum Stichtag 1. Januar 2025 gab es in Deutschland rund 160.800 öffentliche Ladepunkte.

Strom: Überwiegend etwas fester haben sich die deutschen OTC-Strompreise am Dienstag gezeigt. Der Day-ahead gewann im Base um 8,50 auf 91,25 Euro je Megawattstunde hinzu, im Peak ging es um 18,15 auf 81,15 Euro je Megawattstunde nach oben. An der Börse mussten 91,01 Euro in der Grundlast und 80,88 Euro in der Spitzenlast gezahlt werden.

Händler verweisen als Ursache für den höheren Day-ahead auf die geringere Erneuerbaren-Einspeisung, die für den Mittwoch erwartet wird. Die Differenz fällt jedoch nur geringfügig aus. Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den Mittwoch 20,9 Gigawatt an Einspeiseleistung von Wind und Solar. Für den Berichtstag wurden 21,4 Gigawatt prognostiziert.

Allerdings dürfte auch die untertägige Verteilung des Erneuerbarenaufkommens eine Rolle spielen. So wird für den Mittwoch eine sehr viel geringere Solareinspeisung erwartet, die allerdings von mehr Windstrom annähernd kompensiert wird. Am Donnerstag dürften sich die Einspeisemengen der Erneuerbaren in ähnlicher Höhe wie am Mittwoch bewegen. Der Freitag soll mit 30,9 Gigawatt die größte Einspeiseleistung im Wochenverlauf erbringen.

Am langen Ende des deutschen Strommarktes gewann das Cal 26 um 0,40 auf 83,37 Euro je Megawattstunde.

CO2: Leichter haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 25 verlor bis gegen 13.45 Uhr 0,25 auf 71,56 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 72,08 Euro, das Tief bei 71,32 Euro.

Ein nachhaltiger Durchbruch über 73 Euro bleibt laut Vertis der wichtigste Auslöser. Eine solche Entwicklung würde wahrscheinlich die Beteiligung von Fonds wieder ankurbeln und den Weg für Positionierungen im Vorfeld der sich bis 2026 beschleunigenden Verknappung des strukturellen Defizits ebnen.

Erdgas: Uneinheitlich haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.27 Uhr 0,200 auf 31,000 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es dagegen um 0,425 auf 31,775 Euro nach oben.

Ulrich Stephan, Chefanlagestratege für Privat- und Firmenkunden bei der Deutschen Bank, nennt die aktuelle geopolitische Entspannung als Grund für die Entwicklung. Einige Marktakteure setzten anscheinend darauf, dass im Rahmen der Verhandlungen zur Beendigung des Russland-Ukraine-Krieges die Sanktionen auf Russlands Exporte gelockert werden könnten.

Für Entspannung sorgen laut den Analysten der Commerzbank aber auch die inzwischen wieder zu knapp 74 Prozent gefüllten Gasspeicher in der EU: Damit bleiben die Füllstände zwar niedriger als üblich, aber der Abstand zum üblichen Füllstand hat sich seit Ende Mai von 12,5 Prozentpunkten um 4 Prozentpunkte verringert. Positiv stimmt zudem, dass die aktuellen Kontrakte merklich niedriger notieren als die mit Fälligkeit im Winter 2025/26 und somit weiterhin einen Anreiz zum Einspeisen geben.