Die Integration von Speichern kann laut den Berliner Verbänden die Zahl der Abregelungen deutlich verringern. Können Windparks Strom in Zeiten hoher Einspeisung zwischenspeichern, entlaste das die Netze und reduziere Systemkosten. Solche sogenannten Co-Location-Projekte – also die Kopplung von Erzeugungsanlagen und Speichern an einem Standort – seien der Schlüssel, um Stromangebot und Verbrauch besser aufeinander abzustimmen.

BWE und BVES begrüßen, dass die Bundesregierung den Abbau von Hemmnissen für Flexibilitäten angekündigt hat. Sie plädieren dafür, diese Zusage in konkrete Maßnahmen zu überführen. Das Positionspapier enthält dazu ein Bündel von Vorschlägen – von flexiblen Netzentgelten über variable Stromtarife bis zum beschleunigten Smart-Meter-Rollout. Nur mit einer besseren Steuerung der Stromflüsse lasse sich die Nutzung erneuerbarer Energie optimal gestalten, heißt es.

Zugleich wollen die Verbände mehr Rechtssicherheit für die Betreiber der Speicher. Sie sprechen sich für eine Nachfolgeregelung der Netzentgeltbefreiung aus und plädieren dafür, Stromspeicher im Außenbereich eindeutig zu privilegieren. BWE und BVES wollen diese Privilegierung, um Planungshemmnisse zu beseitigen, Investoren Sicherheit zu geben und den kombinierten Ausbau von Wind- und Speicherprojekten zu ermöglichen. Unterschiedliche Auslegungen der Bauvorschriften in den Bundesländern würden Projekte derzeit nur unnötig verzögern.
 
Auch beim Netzanschluss sehen die Verbände Handlungsbedarf. Unterschiedliche technische Anforderungen und intransparente Verfahren führten zu vermeidbaren Hürden. Eine einheitliche digitale Plattform, verbindliche Fristen und klar definierte Prüfschritte könnten Verfahren beschleunigen.

Umfassender Bürokratieabbau nötig

Neben technischen Anpassungen fordern die Verbände einen umfassenden Bürokratieabbau. Genehmigungsbehörden sollten Projekte aktiv ermöglichen. Standardisierte Abläufe und einheitliche Formulare könnten laut dem Positionspapier zu mehr Planbarkeit führen.

Ein weiterer Schwerpunkt ist das sogenannte Energy Sharing. Damit können Bürger, Unternehmen und Kommunen lokal erzeugten Strom gemeinsam nutzen. Speicher spielen dabei eine zentrale Rolle, weil sie Schwankungen zwischen Erzeugung und Verbrauch ausgleichen. Um solche Modelle zu verbreiten, fordern BWE und BVES einfache Abrechnungsregeln und einen klaren Rechtsrahmen im Energiewirtschaftsgesetz.

Auch finanzielle Hemmnisse wollen die Verbände beseitigen. Der derzeitige Baukostenzuschuss für Speicher erschwere Investitionen. Nach einer Entscheidung des Bundesgerichtshofs könne dieser Zuschuss bei bestimmter Fahrweise zwar auf null sinken – diese Möglichkeit müsse aber gesetzlich gesichert werden.

Senkung der Stromsteuer auf den EU-Mindestsatz

Darüber hinaus plädieren beide Organisationen für eine Senkung der Stromsteuer auf den EU-Mindestsatz von 0,05 Cent pro kWh. Dies würde den Einsatz von Windstrom in Wärmeanwendungen und der Elektromobilität erleichtern. Außerdem solle die Innovationsausschreibungsverordnung überarbeitet werden, um Wind-Speicher-Kombinationen gezielt zu fördern.

„Erneuerbare und Speicher sind die ideale Ergänzung füreinander – nur mit einem modernen Regulierungsrahmen kann dieses Zusammenspiel seine volle Wirkung entfalten“, erklärte Urban Windelen, Bundesgeschäftsführer des BVES. Auch Wolfram Axthelm, Geschäftsführer des BWE, forderte, die Politik müsse den Schulterschluss zwischen Windenergie und Speichertechnologien aktiv unterstützen.

Das 13-seitige Positionspapier „Gemeinsam Verantwortung übernehmen − Das Kombinationspotenzial von Windenergie und Energiespeichersystemen“ ist über die Internetseite des BWE downloadbar.

„Die Welt bleibt trotz der Rekordfortschritte im vergangenen Jahr hinter ihren Zielen für erneuerbare Energien und Energieeffizienz zurück“, heißt es dem Bericht. So wurden im Jahr 2024 weltweit rund 582.000 MW an neuer Erneuerbaren-Leistung installiert. Das bedeutet einen Zuwachs von 15 Prozent gegenüber dem Vorjahr und damit „den höchsten jemals verzeichneten“.

Allerdings: Das Tempo reicht nicht aus, um das in Dubai 2023 festgelegt Ziel zu erreichen, die weltweiten Erneuerbaren bis 2030 auf 11,2 Millionen MW zu verdreifachen. Dafür wäre von 2025 an ein jährlicher Zubau von über 1,1 Millionen MW erforderlich – ein Wachstum von etwa 16,6 Prozent pro Jahr, teilte die Irena weiter mit. Den größten Beitrag lieferte erneut die Photovoltaik mit 452.000 MW neu installierter Leistung – mehr als drei Viertel des globalen Zubaus. Windkraftanlagen folgten mit 114.000 MW, während Wasserkraft, Bioenergie, Geothermie und solarthermische Kraftwerke zusammengenommen nur rund 15.000 MW beitrugen. Damit stagniert der Ausbau wichtiger Technologien außerhalb der PV deutlich unter dem Niveau, das zur Erreichung des 1,5-Grad-Pfads erforderlich wäre.

Energieeffizienz kommt kaum voran

Parallel kommt die Verbesserung der Energieeffizienz kaum voran. Die globale Energieintensität stieg 2024 lediglich um 1 Prozent – nötig wären jährlich mindestens 4 Prozent, um die vereinbarte Verdopplung der Effizienz bis 2030 zu erreichen. Laut Bericht muss die jährliche Verbesserung nun sogar 5 Prozent betragen, um das Ziel noch zu schaffen. Besonders in den Bereichen Gebäude, Verkehr und Industrie besteht erheblicher Nachholbedarf.

Für den Zeitraum 2025 bis 2030 veranschlagt der Bericht 30 Billionen US-Dollar (28,2 Billionen Euro) an weltweiten Gesamtinvestitionen in Erneuerbare, Netze, Speicher und Effizienzmaßnahmen – durchschnittlich rund 5 Billionen US-Dollar pro Jahr. Der jährliche Kapitalbedarf allein für den Ausbau der Erneuerbaren müsste sich damit mehr als verdoppeln, auf etwa 1,4 Billionen US-Dollar

Irena und die Partner fordern die Regierungen daher auf, die nationalen Klimapläne bis zur Cop 30 anzupassen und dort verbindliche Ausbauziele für Erneuerbare festzuschreiben. Dabei solle der Zugang zu Finanzmitteln deutlich verbessert werden. Nur so könne der 1,5-Grad-Pfad noch erreicht werden. Die UN-Klimakonferenz 2025, Cop 30, findet vom 10. bis 21. November 2025 im brasilianischen Belem statt.

Der Bericht „Delivering on the UAE Consensus“ kann auf der Webseite der International Renewable Energy Agency heruntergeladen werden.

Der OVE ist grob gesprochen die „technisch“ ausgerichtete Schwestergesellschaft des E-Wirtschafts-Verband Oesterreichs Energie. Speckle zufolge steht die Branche im Zusammenhang mit der Energiewende vor erheblichen Herausforderungen. Es gelte, diesen massiven Umbau nicht zuletzt der Stromversorgung auch in ökonomischer Hinsicht tragbar zu gestalten: „Das heißt, die Energiepreise und die Netztarife müssen die Wirtschaft wettbewerbsfähig halten.“ 

In den vergangenen fünf Jahren, in denen die Grünen die Energiepolitik der Bundesregierung verantworteten, sei vor allem die Photovoltaik ausgebaut, die Gesamtbetrachtung der Energieversorgung indessen leider „vergessen“ worden. „Wir brauchen aber nicht nur den Ausbau der erneuerbaren Energien, sondern auch den der Netze und der Speicher“, betonte Speckle. Die Entwürfe des ElWG und des EABG enthielten diesbezüglich etliche nützliche Bestimmungen. Aber sie seien noch nicht in einer Form, „dass man sagen könnte, das ist der große Wurf“. 

Konflikt um Netzentgelte 

Als kritisch im ElWG erachtet Speckle nicht zuletzt die geplante Verpflichtung für Stromerzeuger zur Entrichtung des Netznutzungsentgelts. Nach geltender Rechtslage haben dieses, wie berichtet, ausschließlich die Stromverbraucher zu bezahlen. Mit ihm werden den Netzbetreibern „die Kosten für die Errichtung, den Ausbau, die Instandhaltung und den Betrieb des Netzsystems abgegolten“. Von der Redaktion darauf angesprochen, dass die Netzgesellschaften vehement für die Ausweitung des Entgelts auf die Erzeuger eintreten, konstatierte Speckle, die Politik solle „nicht die Erzeuger gegen die Netzbetreiber ausspielen“. Stattdessen gelte es, „gesamthafte“ Lösungen für das Problem der investitionsbedingt tendenziell steigenden Netzkosten zu finden. 

Der Präsident des OVE und Geschäftsführer der Wiener Netze, Gerhard Fida, ergänzte, Interessenkonflikte innerhalb der E-Wirtschaft könnten gelegentlich auftreten. Er habe durchaus Verständnis für die Erzeuger, die um ihre Position im internationalen Wettbewerb fürchteten. Doch immer häufiger komme es vor, dass unter anderem Inhaber großer PV-Anlagen Strom in ein Netz einspeisten und es damit belasteten. Weil sie aber kaum noch Strom aus dem Netz bezögen, trügen sie auch nicht angemessen zur Deckung der Kosten für die von ihnen beanspruchte Infrastruktur bei. „Das ist letztlich die Grundsatzdiskussion, wer wie viel von den Netzkosten zu tragen hat. Es ist Sache der Politik, das zu entscheiden. Ich kann nur sagen: Liebe Politiker, bitte klärt das. Denn dafür wurdet Ihr gewählt“, sagte Fida. 

Kooperation statt Konsolidierung 

Wenig hält Fida von den Plänen der Bundesregierung, die Netzgesellschaften in einem einheitlichen Unternehmen zu konsolidieren. Anlässlich der Zusammenlegung der Krankenkassen habe die damalige Regierung Einsparungen von rund einer Milliarde Euro pro Jahr versprochen. Nach derzeitigem Stand verteuerte sich das System indessen erheblich: „Das heißt, von der Milliarde ist nicht viel übriggeblieben. Man sollte funktionierende Strukturen nicht zerstören.“ 

Schon jetzt arbeiteten die Netzgesellschaften in vielen Belangen zusammen, und dies gelte es, weiter zu verstärken. Auch die Koordination der Ausbaupläne der Verteilnetzbetreiber durch den Übertragungsnetzbetreiber Austrian Power Grid sei zweifellos sinnvoll: „Aber kleinen Stadtwerken damit zu drohen, dass sie ihre Netze loswerden, macht nichts billiger.“ 

Nicht überraschend 

Unterdessen kündigten staatlich anerkannte Umweltorganisationen an, das EABG vor den Europäischen Gerichtshof bringen zu wollen, falls ihre Forderungen nach Änderungen des Entwurfs nicht erfüllt werden. In einer Aussendung vom 15. Oktober verlangten sie, „dass die Wasserkraft, und insbesondere Kleinwasserkraftwerke, von Erleichterungen im Zuge des EABG ausgenommen werden“. 

Speckle beschied auf die Bitte der Redaktion, dies zu kommentieren, die Forderung komme nicht unerwartet: „Diese Organisationen müssen ihre Klientel bedienen. Sie sollten der Bevölkerung aber auch sagen, wie sie den Strombedarf decken wollen, der sich bis 2040 in etwa verdoppeln dürfte“.

Die Qualität der Angriffe ist nach Erkenntnissen der Bundesregierung zuletzt „merklich angestiegen“. Sie weist auf „ausgeprägten technischen Sachverstand einzelner Akteure“ hin. Das ermögliche es ihnen, Angriffe mit hohen Sachschäden durchzuführen.

Als Beispiel verweist die Regierung auf die Anfang September 2025 verübte Brandstiftung an Hochspannungsmasten im Umfeld von Berlin. Der Energiesektor sei im Zielspektrum extremistischer Gruppierungen der linken Szene. Als Beweggründe nennen Experten Antikapitalismus, Antirepression und Antimilitarismus sowie Klima- und Umweltschutz.

Ziel: Wirtschaftsunternehmen schädigen

Linksextremisten zielten bei ihren Angriffen seltener direkt auf einen Ausfall von Kritis ab. Vielmehr wollten sie „ausgewählte Wirtschaftsunternehmen, da sie als tragende Säulen des ,ausbeuterischen‘ und ,repressiven kapitalistischen Systems‘ betrachten, schädigen − beispielsweise durch eine Unterbrechung der Stromversorgung“, heißt es weiter.

Darüber hinaus betont die Bundesregierung, dass sich spätestens seit Beginn des Angriffskriegs Russlands gegen die Ukraine zeige, „dass Einrichtungen des Energie- und insbesondere des Verkehrssektors westlicher Staaten und somit auch Deutschlands im Zielspektrum russischer Nachrichtendienste beziehungsweise prorussischer Akteure liegen“. Dies spiegle sich deutlich in dem insgesamt gesteigerten Aufkommen von potenziellen Ausspähungs- und Sabotageverdachtsfällen wider.

Laut den Unternehmen stehen vor allem Projekte im Mittelpunkt, die bestehende Kohlefeuerungsanlagen auf Holzstaub-, Holzhackschnitzel- und Biogastechnologien umstellen. Erste Erfahrungen sammelte Koehler Renewable Energy bereits an den Standorten Greiz (Thüringen) und Oberkirch, wo die Kraftwerke von Braun- beziehungsweise Steinkohle auf Biomasse umgerüstet wurden. Diese Verfahren sollen nun gemeinsam mit Iqony auch bei externen Industriekunden eingesetzt werden.

Die Zusammenarbeit umfasst alle Phasen von der Projektentwicklung über die Planung bis hin zum Betrieb der Anlagen. Iqony soll, wie es in der gemeinsamen Mitteilung der Partner heißt, die Verantwortung übernehmen für Kundenakquise, Projektplanung, Investition und Umsetzung. Koehler Renewable Energy steuert Know-how in den Bereichen Stoffstrommanagement, Genehmigungsverfahren und Technologie bei. Zudem bringt das Unternehmen seine Netzwerke in der Papierindustrie ein, um weitere Partner für Bioenergielösungen zu gewinnen.

Gezieltere Entwicklung von grünen Projekten

Norbert Schröder, Geschäftsführer von Iqony Solutions, bezeichnet die Kooperation als wichtigen Beitrag zur Transformation energieintensiver Branchen. Auch Birgit Hagebölling, Bereichsleiterin Technik und Betrieb bei Koehler Renewable Energy, hebt den strategischen Nutzen hervor: Gemeinsam ließen sich erneuerbare Projekte gezielter entwickeln und umsetzen.

Koehler Renewable Energy ist eine Tochtergesellschaft der Koehler-Gruppe und seit 2012 im Bereich erneuerbarer Energien aktiv. Das Unternehmen betreibt Anlagen für Biomasse-Kraft-Wärme-Kopplung, Onshore-Windkraft, Photovoltaik und Wasserkraft. 2023 erzeugte es laut eigenen Angaben rund 267 Millionen kWh Strom, 26 Millionen kWh Wärme und 431 Millionen kWh Prozessdampf. Ziel der Koehler-Gruppe ist es, bis 2030 den gesamten Energiebedarf ihrer Papierproduktion aus eigenen erneuerbaren Quellen zu decken.

Iqony wiederum, ehemals Teil der Steag GmbH, konzentriert sich auf industrielle Energielösungen sowie Projekte zur Dekarbonisierung und Energieeffizienz. Das Unternehmen entwickelt und betreibt Anlagen für Wärme- und Stromversorgung, berät Industrie und Kommunen bei der Umstellung auf erneuerbare Energien und setzt dabei auf Technologien, die CO2-Emissionen senken und Versorgungssicherheit gewährleisten.

Die Unterzeichnung des Kooperationsvertrags fand in Oberkirch statt. Neben Birgit Hagebölling und Norbert Schröder nahmen Henning Wieschemeyer (Bereichsleiter Industriekunden bei Iqony Solutions) sowie Stefan Karrer (Vorstand Technik der Koehler-Gruppe) teil.

Die Windparks haben eine Gesamtleistung von 24 MW. Binnen der zehnjährigen Laufzeit sollen sie etwa 550 Millionen kWh Strom bereitstellen. Infineon wolle damit seine Standorte in Dresden, Warstein, Regensburg und Neubiberg bei München versorgen, heißt es.

Roland Stanze, Chief Operating Officer bei PNE sieht in dem Vertragsabschluss ein Zeichen dafür, „dass das Interesse der Industrie an PPA mit längeren Laufzeiten weiterhin besteht“. Der Liefervertrag sei in einem herausfordernden Marktumfeld abgeschlossen worden, in dem Industrieabnehmer wie auch Grünstromproduzenten einer zunehmenden Volatilität und Unsicherheit gegenüberstehen, betont man Cuxhaven.

Nach Angaben des Fraunhofer IAP setzt sich das neu entwickelte Windrad bereits bei einer Windgeschwindigkeit von 2,7 Metern pro Sekunde in Bewegung. Vergleichbare Systeme benötigten im Durchschnitt vier Meter pro Sekunde, heißt es. Die niedrige Anlaufgeschwindigkeit sei eine zentrale Voraussetzung dafür, dass Kleinwindanlagen auch in Regionen mit schwachem Wind wirtschaftlich betrieben werden können.

Im Durchschnitt 83 Prozent leistungsstärker als Vergleichssysteme

„Unser Ziel ist es, die Kraft des Winds so wirksam wie möglich für die Erzeugung elektrischer Energie zu nutzen“, sagt Marcello Ambrosio. Damit sollen Privathaushalte, kleinere Gewerbebetriebe und auch Einsatzkräfte in der Katastrophenhilfe künftig unabhängiger Energie erzeugen können. Das Team im brandenburgischen Wildau habe die aerodynamische Auslegung der Rotorblätter optimiert und gleichzeitig die Fertigungstechnologie weiterentwickelt, so der Leiter Simulation und Auslegung im Bereich Polymermaterialien und Composite PYCO am Fraunhofer IAP. Tests im Windkanal hätten Drehzahlen bis zu 450 Umdrehungen pro Minute ergeben. Bei einer Windgeschwindigkeit von zehn Metern pro Sekunde erreiche die Anlage eine Leistung von 2,5 kW und sei damit im Durchschnitt 83 Prozent leistungsstärker als Vergleichssysteme am Markt. Den Wirkungsgrad geben die Forscher mit 53 Prozent an. Laut Ambrosio sind physikalisch maximal 59 Prozent erreichbar.

Raul Comesana, Geschäftsführer der BBF-Gruppe, betont den praktischen Nutzen dezentraler Kleinanlagen. „Als Projektentwickler und Bauunternehmen in der Region Berlin-Brandenburg zeigen wir mit diesem Projekt, wie Endverbraucher und Gewerbetreibende dezentrale Energieerzeugung individuell und nachhaltig gestalten können“, sagt er.

Die Rotorblätter der Anlage bestehen laut Fraunhofer IAP aus zwei leichten, hohlen Schalen aus Faserverbundmaterial. Im Gegensatz zu herkömmlichen Konstruktionen mit Schaumkern reduziere diese Bauweise das Gewicht um bis zu 35 Prozent. Die Form für die Bauteile sei mit einem industriellen 3D-Drucker hergestellt worden, der Objekte bis zu zwei Metern Größe fertigen kann. Die Einlage der Faserstreifen erfolge automatisiert mit einer Automated-Fibre-Placement-Anlage, was die Maßhaltigkeit erhöhe und Überlappungen reduziere.

Ein spezieller Laminataufbau sorge dafür, dass sich die Rotorblätter bei Starkwind elastisch aus dem Wind drehen und so die Rotationsgeschwindigkeit automatisch reduziert werde. Dadurch könne auf komplexe Steuertechnik verzichtet werden.

Der Standort an der Marie-Curie-Straße liegt unmittelbar nahe der Autobahn A2, nordöstlich des „H2Herten“ - dem Kompetenzzentrum für Wasserstofftechnologien, das von den Hertener Stadtwerken gemeinsam mit Partnern betrieben wird. Auf dem derzeit ungenutzten Grundstück sollen ab Juni kommenden Jahres die Bauarbeiten beginnen. Der Speicher kann bei Volllast rund zwei Stunden lang Strom ins Netz einspeisen – genug, um die Spitzenlast in den Morgen- und Abendstunden deutlich zu reduzieren. Die Investitionskosten betragen laut der Stadtwerke rund 6,1 Millionen Euro.

10-MW-Mittelspannung bereits vor Ort

Als wesentlichen Vorteil des Standortes führen die Hertener Stadtwerke die bestehende Leitungsinfrastruktur an. So verlaufe unterhalb der Autobahn ein 10-MW-Mittelspannungskabelstrang, der früher eine Grubengasanlage versorgte und künftig an das Speichersystem angeschlossen werden soll. Der Speicher wird damit Teil des örtlichen Stromnetzes und kann flexibel auf Lastschwankungen reagieren.

Für die Umsetzung des Projekts kooperieren die Stadtwerke mit dem baden-württembergischen Unternehmen „W Power“, das auf Speicherlösungen spezialisiert ist. Gemeinsam wollen beide Partner die Hertener Batteriespeicher Ewald GmbH gründen. Die Stadtwerke-Tochter Hertener Energiehandelsgesellschaft mbH hält daran 70 Prozent, W Power 30 Prozent der Anteile. Geschäftsführer der neuen Gesellschaft wird Marco Netz

Laut dem Planungsleiter Stromnetz bei den Hertener Stadtwerken soll sich der Speicher noch vor Ablauf der geplanten 15-jährigen Betriebszeit amortisieren. Durch die gezielte Einspeisung zu Zeiten hoher Nachfrage wollen die Stadtwerke von attraktiven Marktpreisen profitieren. Gleichzeitig soll die Anlage das Stromnetz stabilisieren und zur Integration erneuerbarer Energien beitrage.

Stadtwerke-Geschäftsführer Thorsten Rattmann sieht das Vorhaben als wichtigen Schritt in Richtung Versorgungssicherheit. Der Batteriespeicher Ewald mache die Stadtwerke unabhängiger von klassischen Energiepreisschwankungen und stärke Herten als Energiestandort. Der frühere Industriestandort Ewald werde damit erneut zum Symbol für den Strukturwandel im Ruhrgebiet.

Mit einem Beschluss im Oktober hat der Gemeinderat der 7.000-Einwohner-Kommune den Weg für die Zusammenarbeit mit Roth besiegelt. Die Details seien nun zu klären, erklärt Georgensgmünds Erster Bürgermeister Friedrich Koch (FUW) im Gespräch mit dieser Redaktion.

Die Notwendigkeit zu handeln, habe sich aus der Organisationsstruktur der Gemeindewerke ergeben, die das örtliche Stromnetz betreiben und einen Stromvertrieb unterhalten. Als Regiebetrieb der Kommune sei es nicht möglich, Rückstellungen zu bilden. Gesetzliche Anforderungen zur Berichterstattung, dem Messstellenbetrieb und einem Lieferantenwechsel binnen 24 Stunden seien nur in einer anderen Rechtsform möglich.

Die zugleich erforderliche Umstellung auf eine neue Software hätte eine „enorme Investition“ nötig gemacht, so Koch. In Summe übersteige der Aufwand die Möglichkeiten des nur vier Mitarbeitende starken Gemeindewerks, dem der Bürgermeister und der Kämmerer vorstehen. Also sei die Entscheidung gefallen, sich für Dienstleistungen in der Stromsparte die Stadtwerke Roth an die Seite zu holen. Das spare Kosten.

Start für Anfang 2027 geplant

Durch die Kooperation verschiebt Georgensgmünd Verwaltungsaufgaben für Netz, Messstellenbetrieb und Buchhaltung nach Roth. Das soll auch nach der anstehenden Änderung der Rechtsform so bleiben. „Wir entscheiden weiter über den Auf- und Ausbau des Stromnetzes“, so Friedrich Koch. Den Vertrag müssen die künftigen Partner noch aushandeln. Der Bürgermeister hofft, mit der Zusammenarbeit Anfang 2027 starten zu können.

In der Gemeinde sind drei kommunale Blockheizkraftwerke in Betrieb. Dazu kommen Solaranlagen mit einer Gesamtleistung von 9,5 MW unter der Regie der Gemeindewerke. Sie sind überörtlich Mitgesellschafter der in Eichstätt ansässigen Kooperationsgesellschaft fränkischer Elektrizitätswerke mbH.

Unter der Bezeichnung „SWLB KLIMA-Invest“ emittiert die NEA ab 20. Oktober Namensgenussrechte in Höhe von sechs Millionen Euro, teilen die Stadtwerke mit. Privatpersonen können laut Mitteilung für fünf Jahre zwischen 1.000 und 25.000 Euro investieren. Die Einlagen sollen jährlich mit 3,25 Prozent verzinst werden, SWLB-Kunden sollen einen Zinssatz von 3,75 Prozent erhalten. Für Unternehmen oder juristische Personen gelte keine Investitionsobergrenze, heißt es.

„Die Investition erfolgt nicht in einzelne Erzeugungsanlagen, sondern in die NEA als Gesellschaft. Über bestehende Anlagen, die an die SWLB verpachtet werden, wird nicht nur die Rendite für unsere Anlegenden erwirtschaftet, sondern auch Kapital für den Bau neuer Anlagen gewonnen“, erläutert NEA-Geschäftsführer Bert Hoffmann das Modell.

Erste Anlage im Portfolio der NEA sei die im Mai ans Netz gegangene Biomethan-Energiezentrale „Waldäcker III“. Sie erzeuge jährlich etwa 39 Millionen kWh Strom und rund 54 Millionen kWh Wärme produziert. Und das aus bis zu 90 Prozent aus erneuer-baren Energien.

Abgewickelt wird das Crowdfunding für die Stadtwerke über die Dienstleistungsplattform der Dallmayer Consulting GmbH, ein darauf spezialisierter Dienstleister.

Die Geschäftsführung besteht aktuell aus drei Personen: Neben Wolf gehören noch Marc Wallraff als CEO und Tanja Schumann (CFO) dem Gremium an. Nach dem Weggang von Wolf werde sich die Geschäftsführung von Lichtblick neu aufstellen, heißt es weiter.

Die dritte Geschäftsführungsposition soll möglichst im ersten Halbjahr 2026 mit einem auf Vertrieb ausgerichteten Profil neu besetzt werden. „Das deutsche Solar- und Batteriegeschäft verbleibt bei Lichtblick, wird jedoch stärker in die europaweiten Aktivitäten der Eneco-Gruppe integriert“, heißt es abschließend.

Lichtblick ist Teil des niederländischen Energieunternehmens Eneco, dessen Mehrheitseigner mit 80 Prozent das japanische Unternehmen Mitsubishi ist. Dem drittgrößten japanischen Stromanbieter Chubu gehören die übrigen 20 Prozent.

 

Zuvor war Minderjahn unter anderem Associate Partner bei der Johanssen und Kretschmer Strategische Kommunikation GmbH, Geschäftsführerin beim Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) sowie Leiterin Kommunikation und Public Affairs bei einer RWE-Tochter.

„Wir sind sehr stolz darauf, mit Barbara Minderjahn eine derart erfahrene Führungskraft gewonnen zu haben, um die Kraft-Wärme-Kopplung als zentralen Baustein in einer erneuerbaren Energiewelt zu festigen“, erklärte B.KWK-Präsident Andreas Rimkus.

Den Posten einer Geschäftsführerin beim B.KWK hatte zuletzt Anja Bischof inne. Sie wechselte im vergangenen Jahr als Geschäftsführerin zur Berliner Energieagentur GmbH (BEA).

Der Verband hat damit innerhalb weniger Wochen eine neue Führungsspitze: Bereits am 17. September war der SPD-Energiepolitiker Andreas Rimkus zum neuen Präsidenten des B.KWK gewählt worden. Rimkus gehörte von 2013 bis 2025 dem Bundestag an und war ordentliches Mitglied im Ausschuss für Klimaschutz und Energie. Er ist Elektromeister und in der Energiewirtschaft bei einem städtischen Energieversorger tätig.

Sein Vorgänger Claus-Heinrich Stahl hatte bei der Wahl zum B.KWK-Präsidenten nicht erneut kandidiert.
 

Wie Thyssengas in einer Mitteilung vom 15. Oktober bekannt gibt, verfügt Kesting über umfangreiche Erfahrung in der Energiewirtschaft. Sie war unter anderem für Eon und Uniper tätig und ist derzeit Geschäftsführerin im Geschäftsfeld Energy Project Solutions beim Anlagenhersteller Neumann & Esser. Dort verantwortet sie unter anderem das Biogasunternehmen Arcanum Energy Systems und das Wasserstoffunternehmen H2HS. Zudem ist sie Mitglied des Boards of Directors des finnischen Energiekonzerns Fortum sowie des Glasproduzenten BA Glass.

Neben Fachwissen in der Erdgas- und Elektrizitätswirtschaft bringe Kesting vor allem Expertise im Zukunftsfeld Wasserstoff mit, wie Aufsichtsratsvorsitzender Hilko Schomerus erklärt. Kesting selbst bezeichnet die anstehende Transformation hin zu Wasserstoff und anderen grünen Gasen als eine der größten Aufgaben der Energiebranche. Sie wolle den Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes aktiv mitgestalten und damit den Industriestandort Deutschland stärken.

Die designierte Geschäftsführerin ist promovierte Volkswirtin und wurde für ihre Dissertation zur Regulierung des Netzzugangs in der europäischen Gaswirtschaft mit dem Preis des Berliner Energieforums ausgezeichnet. Zudem war sie mehrere Jahre Gründungspräsidentin des Branchenverbands CO2 Value Europe, der sich für die Nutzung von CO2 in industriellen Prozessen einsetzt.

Die Diplom-Ökonomin ist seit Juli 2021 kaufmännische Geschäftsführerin. Ihre Aufgaben sind vielfältig: Sie ist zuständig für den kaufmännischen Service, IT, Marketing, Personalwesen, Vertrieb sowie die Energiebeschaffung und den Bäderbetrieb.

„Seit ihrem Start bei den SWBB im Juli 2021 ist es Christine Tomschi gelungen, die wirtschaftliche Stabilität der Stadtwerke zu sichern und weiterzuentwickeln“, heißt es aus Böblingen. Zudem habe sie wesentliche strukturelle und organisatorische Grundlagen geschaffen, um die Stadtwerke Böblingen langfristig zukunftsfähig aufzustellen.

Die frühzeitige Verlängerung ihres Vertrags steht für Kontinuität bei wichtigen Projekten der kommenden Jahre. Nach der erfolgreichen Übernahme des Gasnetzes Anfang 2024 ist für 2026 die Stromnetzübernahme geplant – „ein bedeutender Meilenstein auf dem Weg zum Vollstadtwerk“.

Die SWBB sind ein kommunales Versorgungsunternehmen der Stadt Böblingen. Sie sind in den Sparten Strom, Gas, Wärme, Trinkwasser, Bäder und Parken tätig und bieten seit 2013 auch Strom und Gas im Landkreis Böblingen sowie in der Stadt Stuttgart an.

Strom: Überwiegend etwas fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch präsentiert. Der Day-ahead hingegen gab mit der Aussicht auf eine höhere Erneuerbaren-Einspeisung deutlich nach. Im Base ergab sich ein Minus von 45,75 auf 100,25 Euro je Megawattstunde, im Peak ging es um 58,25 auf 104,00 Euro je Megawattstunde nach unten.

Die Erneuerbaren-Einspeisung dürfte sich am Donnerstag im Vergleich zum Vortag in etwa verdoppeln, aber noch immer auf einem moderaten Niveau liegen. Von Freitag an wird allerdings schon wieder ein leichter Rückgang der Ökostrom-Produktion erwartet. Einen deutlichen Anstieg der Einspeiseleistung auf mehr als 30 Gigawatt erwarten die Meteorologen von Eurowind dann vom 20. Oktober an.
Das US-Wettermodell deutet ebenfalls in diese Richtung.

Am langen Ende des deutschen Strommarktes zeigte sich das Frontjahr bis zum Nachmittag mit einem Plus von 0,04 Euro auf 86,05 Euro je Megawattstunde weitgehend unverändert.

CO2: Die CO2-Preise haben am Mittwoch nach zwei Tagen mit Abgaben wieder ins Plus gedreht. Der Dec 25 gewann bis gegen 14.00 Uhr 0,47 Euro auf 77,39 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 77,74 Euro, das Tief bei 76,68 Euro.

Während in den vergangenen Tagen eine Verschnaufpause zu sehen war, sei die positive Grundstimmung am CO2-Markt weiter vorhanden, hieß es am Markt.

Erdgas: Schwächer haben sich die europäischen Gaspreise am Mittwoch gezeigt. Der Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,125 Euro auf 31,625 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,200 Euro auf 32,800 Euro nach unten.

Die Gaspreise haben am Mittwoch mit Blick auf eine gute Versorgungslage und die Aussicht auf eine mildere Witterung wieder etwas nachgegeben. Der Markt bleibe aber angesichts der schleppenden Befüllung der Gasspeicher vorsichtig und anfällig für bullishe Impulse, hieß es.

Seit Beginn der Heizsaison haben die Importe von verflüssigtem Erdgas (LNG) nach Großbritannien und in die EU spürbar zugenommen, berichten die Analysten der ING. Unterstützt werde diese Entwicklung durch anhaltend hohe Exportmengen aus den USA, die weiterhin nahe an ihrem Rekordniveau liegen.

Die europäischen Gasspeicher füllen sich derweil weiter und sind inzwischen zu rund 83 Prozent ausgelastet – ein deutlicher Fortschritt, nachdem sie am Ende der vergangenen Heizperiode nahezu erschöpft waren.