9. Dezember 2025
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
KWK: LEE NRW erhält Energiepreis vom europäischen KWK-Verband
GEOTHERMIE: Wärmeprojekt im Breisgau mit Meilenstein
STATISTIK DES TAGES: Verbraucherpreisindex für Heizöl in Deutschland
HANDEL & MARKT
REGENERATIVE: Erstmals seit Langem ein Monat ohne negative Preise
REGENERATIVE: Wind und Sonne treiben Stromerzeugung hoch
STUDIE: Grünes Energiesystem bringt Billionen-Ersparnis
PHOTOVOLTAIK: Weniger neue PV-Anlagen auf Einfamilienhäusern
GASTBEITRAG: Wie Batteriespeicher Stromkosten in der Industrie senken
TECHNIK
STROMNETZ: EU-Projekt entwickelt Schutzmechanismen für resiliente Verteilnetze
ELEKTROMOBILITÄT: Flottenbetreiber setzen auf integrierte Ladelösungen
STROMNETZ: Neue Erdkabeltrasse im Landkreis Dachau am Netz
VERBÄNDE: Wasserstoff-Verbund erhält weitere Förderung
UNTERNEHMEN
BILANZ: Stadtwerke Bad Kissingen schließen Sanierung früher ab
VERTRIEB: 2G Energy baut Mietgeschäft in Nordamerika aus
PERSONALIE: Westfalen Weser Netz künftig mit Doppelspitze
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: Gaspreise so günstig wie im April 2024
TOP-THEMA
Sammelklage gegen Fernwärmetochter von Eon
Quelle: Fotolia / vege
RECHT.
Der Bundesverband der Verbraucherzentralen hat eine Sammelklage gegen den Fernwärme-Anbieter Avacon Natur angestrengt. Streitpunkt sind Preisklauseln der Eon-Tochter.
Einmal mehr beschäftigen Fernwärme-Preisklauseln die Justiz. Der Verbraucherzentrale Bundesverband (VZBV) hat nach eigenen Angaben am 4. Dezember eine Sammelklage gegen Avacon Natur eingereicht. Die Verbraucherschützer sehen bei Preisklauseln des Eon-Tochterunternehmens „unterschiedliche Angriffspunkte“.
„Teilweise geht es darum, dass die Klauseln die tatsächliche Kostenentwicklung nicht angemessen berücksichtigen. Teilweise beanstanden wir, dass die allgemeine Entwicklung am Wärmemarkt nicht richtig in der jeweiligen Klausel abgebildet ist und teilweise sind die Klauseln nach unserer Auffassung intransparent“, erklärt VZBV-Teamleiter Ronny Jahn auf Anfrage der Redaktion.
Nach Auffassung der Verbraucherschützer sollen für Kundinnen und Kunden, die einen Fernwärmeliefervertrag bis 31. Dezember 2020 geschlossen haben, die danach erhobenen höheren Preise nicht gelten. Für jene, deren Vertrag seit 1. Januar läuft, soll der bei Vertragsbeginn geltende Preis maßgeblich sein. Laut VZBV können Betroffene „Anspruch auf Erstattung von mehreren Hundert oder sogar Tausend Euro haben“.
Avacon kennt den Inhalt der Sammelklage bis dato nicht. „Die Klageschrift liegt uns noch nicht vor“, teilt ein Sprecher des Unternehmens mit. Der Versorger will sich äußern, sobald er die Details kennt.
Das Oberlandesgericht Celle hat am 18. November dieses Jahres einer Unterlassungsklage der Verbraucherschützer stattgegeben. Avacon hat gegen das Urteil Rechtsmittel beim Bundesgerichtshof eingelegt. In dem Verfahren geht es um drei Versorgungsgebiete in Niedersachsen und Sachsen-Anhalt.
„Die Preisänderungsklauseln für die drei Versorgungsgebiete sind gemäß § 134 BGB, 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV sowohl bei dem Abschluss neuer Verträge unwirksam als auch – bei bereits abgeschlossenen Verträgen – zum Zeitpunkt der seit dem 18. Juni 2021 vorgenommenen Preiserhöhungen unwirksam gewesen“, heißt es in der Urteilsbegründung.
Bei zwei Versorgungsgebieten sieht das Gericht die Klauseln schon „wegen der intransparenten Definition des darin verwendeten Parameters W“ als unwirksam an. Der Parameter dient dazu, bestimmte – neben den eigentlichen Brennstoffkosten anfallende – benutzungsabhängige Kosten der Beklagten an den Verbraucher weiterzugeben. Nach der Beschreibung des Parameters handelt es sich um Kosten für die Brennstoffbeschaffung sowie benutzungsabhängige, anteilige Betriebskosten.
Diese, schreibt das Gericht, sollen, wie sich aus dem Kontext noch hinreichend deutlich ergibt, in der Maßeinheit ct/kWh als Summand dem Arbeitspreis je hinzugerechnet werden. Es sei jedoch „unklar, welche Kosten im Einzelnen von dem W-Parameter umfasst sein sollen und wie diese Kosten auf eine gelieferte Kilowattstunde Wärme umgerechnet werden sollen“.
Darüber hinaus nahm das Gericht unter anderem auch Anstoß an Avacons „THE-Index“. Die Klausel für das Versorgungsgebiet „Stuhr/Brinkum“ sei wegen der Verwendung des für die Abbildung des Wärmemarktes ungeeigneten THE-Indexes und der unzureichenden Gewichtung des Marktelementes unwirksam, so das Gericht.
Die Sammelklage gegen Avacon Natur folgt auf zwei entsprechenden Klagen gegen Eon und Hansewerk Natur, die der VZBV im November 2023 auf den Weg brachte. Für die Klage gegen Eon hat das Oberlandesgericht Hamm den ersten Termin für die mündliche Verhandlung für den 5. März 2026 anberaumt. Im anderen Fall scheint eine außergerichtliche Einigung möglich. „In der Klage gegen Hansewerk führen wir derzeit Vergleichsverhandlungen mit dem Versorger“, berichtet VZBV-Rechtsexperte Ronny Jahn.
Noch offen ist auch das Ergebnis der Untersuchungen des Bundeskartellamtes. Ende 2023 hatte die Behörde nach eigener Darstellung gegen insgesamt sieben Stadtwerke und Fernwärmeversorger wegen des Verdachts auf missbräuchlich überhöhte Preissteigerungen im Zeitraum von 2021 bis 2023 eröffnet. Man prüfe insbesondere die konkrete Anwendung von sogenannten Preisanpassungsklauseln bei insgesamt neun unterschiedlichen Fernwärmenetzen, teilte Kartellamt im März dieses Jahres mit.
Der Finanzmathematiker Werner Siepe aus Erkrath hatte vergangenes Jahr für das erste Quartal Fernwärmepreise von 120 Anbietern am Beispiel eines Mustereinfamilienhauses (Jahresverbrauch: 18.000 kWh, Anschlussleistung: 10 kW) verglichen. Die Daten, die er, wie er selber sagt, stichprobenartig erhob hat, zeigten eine Spanne beim Arbeitspreis von über 600 Prozent. Eine Spanne von über 1.000 Prozent ergaben Siepes Berechnungen für das Jahr 2022.
Bei der Preisverleihung (v.l.): LEE-Vorstandsmitglied Stefan Liesner, LEE-NRW-Geschäftsführer Christian Vossler LEE NRW sowie Hans Korteweg, Geschäftsführer Cogen. Quelle: LEE NRW
LEE NRW erhält Energiepreis vom europäischen KWK-Verband
KWK. Der Europäische Verband für die Kraft-Wärme-Kopplung, Cogen Europe, hat den LEE NRW ausgezeichnet. Cogen würdigt damit eine kritische Studie zu großen Gaskraftwerken.
Die European Association for the Promotion of Cogeneration (Cogen Europe) hat einen Preis an den Landesverband Erneuerbare Energien NRW (LEE NRW) vergeben. Cogen Europe würdigt damit die Wirkung einer Studie, die der LEE NRW in Auftrag gegeben hatte. Diese bewertet den Ausbau großer Gaskraftwerkskapazitäten kritisch und rückt alternative Erzeugungsstrukturen in den Fokus. Die Analyse hatte in Brüssel Diskussionen in Kommission und Parlament ausgelöst.
Die von der Wirtschaftsberatungsgesellschaft Frontier Economics erarbeitete Studie „Kein Monopol für große Gaskraftwerke“ kam unter anderem zu dem Ergebnis, dass die von der Bundesregierung über Monate hinweg geplante Kraftwerksstrategie mit neuen fossilen Gaskraftwerken in der Größenordnung von 20.000 MW Leistung überteuert wäre. Stattdessen plädierten die Studienautoren für kleinere Anlagen wie Blockheizkraftwerke auf Basis der Kraft-Wärme-Kopplungs-Technologie.
Cogen Europe sieht in der Untersuchung einen Impuls für die Debatte über Versorgungssicherheit und Systemstabilität. „Dass ein Verband, der sich vornehmlich für den Ausbau der Wind- und Solarenergie einsetzt, solch eine Studie hat erarbeiten lassen, stärkt den Stellenwert und die Glaubwürdigkeit der Kraft-Wärme-Kopplung“, begründet Cogen-Geschäftsführer Hans Korteweg die Preisvergabe an den LEE NRW. Die Frontier-Studie habe in Brüssel nicht nur Denkanstöße ausgelöst, sondern auch viele Diskussionen in der Kommission und dem EU-Parlament.
LEE-NRW-Geschäftsführer Christian Vossler betont in Brüssel die Relevanz wissenschaftlich gestützter Analysen für energiepolitische Entscheidungen. Er verweist auf die Risiken einer einseitigen Fokussierung auf große Gaskraftwerke und skizziert ein System, das auf einen breiten Erzeugungsmix setzt. Dazu zählen flexibilisierte Biogasanlagen, Batteriespeicher sowie Gas- und Wasserstofftechnologien.
Vossler kündigt an, dass der Verband weiterhin Vorschläge für einen technologieoffenen Ansatz einbringen will. Er nennt integrierte Konzepte für Strom, Wärme, Industrie, Netze und Speicher als Grundlage eines belastbaren Energiesystems. Ziel sei eine Struktur, die Versorgungssicherheit gewährleistet und Lasten im Netz reduziert.
Die Kurzstudie „Kein Monopol für große Gaskraftwerke“ aus dem Haus ist auf der Frontier Economics ist auf Homepage des LEE NRW verfügbar.
Wärmeprojekt im Breisgau mit Meilenstein
Unter der Erdoberfläche des Oberrheingrabens ist warmes Wasser. Quelle: Badenova/Jonas Conklin
GEOTHERMIE. Die Wärmetochter der Freiburger Badenova kommt beim Projekt „Erdwärme Breisgau“ voran. An die 20.000 Einwohner sollen von dem Geothermieprojekt profitieren.
Ordnung muss sein, auch bei Wärmeprojekten. Deshalb benötigen die Behörden einen sogenannten Hauptbetriebsplan. Diesen hat die „badenovaWÄRMEPLUS“, eine Tochtergesellschaft der Freiburger Badenova, nun beim Landesamt für Geologie, Rohstoffe und Bergbau in Freiburg für das Projekt „Erdwärme Breisgau“ eingereicht, wie das Unternehmen mitteilte.
Das Vorhaben Erdwärme‑Breisgau der Badenova Wärmeplus sieht vor, mithilfe hydrothermaler Tiefengeothermie dauerhaft erneuerbare Wärme in der Region zu liefern. Im Gebiet südlicher Oberrheingraben, insbesondere bei Hartheim am Rhein nahe der A5, wird Thermalwasser in etwa 3.200 bis 3.500 Meter Tiefe erwartet — mit Temperaturen von rund 120 bis 130 Grad Celsius.
Ein Heizwerk soll dort errichtet werden; das warme Tiefenwasser wird über Wärmetauscher zur Fernwärmeversorgung genutzt und anschließend abgekühlt in das Reservoir zurückgeführt. Eine erdverlegte Transportleitung soll die Wärme nach Freiburg im Breisgau und entlang der Trasse liegenden Gemeinden bringen, heißt es weiter.
Der Hauptbetriebsplan enthält die nach dem Bundesberggesetz erforderlichen Angaben. Dazu zählen unter anderem die technische Detailplanung für Bohrplatz und Bohrungen der Dublette mit Produktions- und Injektionsbohrung sowie begleitende Fachunterlagen wie naturschutzfachliche und wasserrechtliche Gutachten.
„In das Erdwärmeprojekt bei Hartheim haben wir in den letzten fünf Jahren viel Leidenschaft und Arbeit gesteckt. Umso mehr freuen wir uns, dass wir nun den Antrag einreichen können“, betont Klaus Preiser, Geschäftsführer von Badenova Wärmeplus. Parallel dazu hat das Unternehmen für das Vorhaben die Erdwärme Breisgau GmbH & Co. KG gegründet. Die Projektgesellschaft ist eine Tochtergesellschaft; Geschäftsführer ist ebenfalls Klaus Preiser.
In der ersten Ausbaustufe könnten etwa 20.000 Einwohner von klimafreundlicher Fernwärme profitieren, heißt es dazu weiter aus Freiburg. Ende 2028 will Badenova Wärmeplus die so gewonnene Wärme in das Fernwärmenetz von Freiburg und in Netze entlang der Transportleitung nach Freiburg einspeisen. Perspektivisch seien rund 40.000 Haushalte als Wärmeabnehmer im Versorgungsgebiet angedacht.
Verbraucherpreisindex für Heizöl in Deutschland
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchtet die Redaktion regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Im September 2025 lag laut dem Statistischen Bundesamt der Verbraucherpreisindex für leichtes Heizöl in Deutschland bei einem Wert von 184,7 Punkten. Basis des Index ist das Preisniveau des Jahres 2020. Im Vergleich zum Vorjahresmonat stieg der Index um etwa zwei Punkte.
Quelle: Fotolia / vencav
Erstmals seit Langem ein Monat ohne negative Preise
REGENERATIVE. Die Strom-Spotpreise sind im November in jeder Viertelstunde positiv gewesen. Damit haben die Übertragungsnetzbetreiber den geförderten Ökostrom auch zu höheren Preisen losbekommen.
Der November 2025 hat sich als einer der extrem seltenen Monate erwiesen, in denen alle Stundenpreise in der deutsch-luxemburgischen Day-ahead-Auktion der Börse EEX mit einem positiven Wert versteigert wurden. Dies geht aus der Veröffentlichung der Monatsmarktwerte für November durch die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) vom 8. Dezember hervor. Letztmals war dies zuvor in diesem Februar der Fall und davor erst im Februar 2023.
Mehr noch: Im zweiten Monat seit der Umstellung des Strom-Spotmarktes von Stunden- auf Viertelstundenprodukte hatte auch jede der verauktionierten 2.880 Viertelstunden ein positives Vorzeichen. Das war im Oktober noch nicht so gewesen.
Pro verkaufte kWh geförderten Ökostroms haben die ÜNB im November auch aus diesem Grunde wesentlich mehr eingenommen als im Oktober. Denn bei negativen Großhandelspreisen müssen sie an die Millionen PV-Kleinanlagenbetreiber unterhalb der Direktvermarktungsschwelle nicht nur deren Fördersatz auszahlen, ohne am Markt wenigstens einen gewissen Teil davon einzunehmen, sondern zusätzlich den negativen Preis aus dem treuhänderisch geführten EEG-Konto an den Käufer des Ökostroms zahlen. Nur bei PV-Neuanlagen seit Februar 2025 entfällt die Einspeisevergütung generell bei negativen Preisen.
Im November um 9 Cent herum
Aus der Veröffentlichung geht ebenfalls hervor, dass die Marktwerte im November gegenüber Oktober von einem Niveau von 4,3 bis 6,7 Cent/kWh auf Werte um 9 Cent/kWh herum angestiegen sind. Ob damit auch die treuhänderischen Markteinnahmen der ÜNB im November gestiegen sind, ist noch nicht bekannt: Der Monatsabschluss des von ihnen verwalteten EEG-Kontos ist noch nicht veröffentlicht.
Klar dürfte aber sein, dass eine jahreszeitlich bedingte geringere Photovoltaikstrom-Einspeisung wie jedes Jahr den allgemeinen Marktwert von Graustrom im Spotmarkt stützte und damit auch den PV-Marktwert selbst sowie die Marktwerte von Windstrom.
Konkret stieg der durchschnittliche Graustrom-Spotmarktpreis von Oktober bis November von 8,4 auf 10,2 Cent/kWh. Die Ökostrom-Marktwerte blieben einstellig. PV machte zwar den geringsten Satz nach oben, blieb aber die Technologie mit den höchsten spezifischen Erlösen − ein Spitzenrang, der sich in den sonnigen Sommermonaten traditionell ins Gegenteil verkehrt. Der Marktwert stieg von knapp 7 Cent/kWh auf 9,1 Cent/kWh.
Windstrom vom Land erholte sich am meisten, von unter 5,6 Cent/kWh auf 8,9 Cent/kWh. Onshore-Windstrom blieb damit die einzige Technologie unter 9 Cent. Offshore-Windstrom legte bis November von knapp 6,9 Cent/kWh auf fast 9,1 Cent/kWh zu. Durchschnittliche kWh-Erlöse anderer erneuerbarer Quellen werden wegen ihrer angeblich relativ geringen Bedeutung nicht veröffentlicht.
Die Zeitreihen der Monatsmarktwerte von Ökostrom von Januar 2011 bis November 2025 stehen auf der Transparenzplattform der ÜNB.
Wind und Sonne treiben Stromerzeugung hoch
Quelle: Fotolia / Simon Kraus
REGENERATIVE. Im dritten Quartal 2025 stammten über 64 Prozent des in Deutschland erzeugten Stroms aus erneuerbaren Energien. Windkraft und Photovoltaik führten vor Kohle und Gas.
Betreiber von Stromerzeugungsanlagen speisten bundesweit im dritten Quartal 98,3 Milliarden kWh Strom ins Netz ein. Das entspricht einem Anstieg von zwei Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum, wie das Statistische Bundesamt (Destatis) in einer Mitteilung vom 8. Dezember bekannt gibt. Der Anteil erneuerbarer Energien stieg dabei um drei Prozentpunkte auf 64,1 Prozent.
Die Stromerzeugung aus Windkraft legte laut der Destatis-Auswertung um 10,5 Prozent zu und erreichte einen Anteil von 26,8 Prozent. Damit blieb Wind die wichtigste einzelne erneuerbare Energiequelle. Die Photovoltaik wuchs um 3,2 Prozent und kam auf 24,1 Prozent. Wasserkraft und Biogas entwickelten sich laut Destatis rückläufig: Wasserkraft sank nach den Berechnungen von Destatis um 22 Prozent, Biogas um 5,4 Prozent.
Die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern stieg dagegen leicht um 0,4 Prozent, verlor aber im Anteil und kam nur noch auf 35,9 Prozent. Kohle erreichte dabei 20,6 Prozent, ein Minus von 2,2 Prozent. Erdgas legte zu und kam auf einen Anteil von 12 Prozent.
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| Stromeinspeisung durch erneuerbare und konventionelle Energieträger im dritten Quartal 2025 im Vergleich zum Vorjahresquartal (zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken) Quelle Statistisches Bundesamt |
Deutschland importierte im Sommerquartal 20,7 Milliarden kWh Strom, was laut Destatis einem Rückgang von 11,9 Prozent entsprach. Gleichzeitig stiegen die Exporte um 5,9 Prozent auf 12,5 Milliarden kWh. Der Importüberschuss verringerte sich damit deutlich.
Für Stadtwerke und Energieversorger zeigen diese Entwicklungen, wie stark der Einfluss von Windkraft und Photovoltaik auf den Strommarkt inzwischen ist. Der geringere Importüberschuss und die wachsende Bedeutung flexibler Gaskraftwerke liefern weitere Hinweise auf sich verändernde Beschaffungs- und Erzeugungsstrukturen.
Konventionelle Kraftwerke immer mehr nur eine Ergänzung
Die steigende Stromproduktion aus Windkraft und PV verändert die operative Ausrichtung vieler Energieversorger. Sie reagieren auf zunehmend volatile Einspeisemuster mit einem Ausbau kurzfristig verfügbarer Flexibilitätsoptionen. Dazu zählen Batteriespeicher, steuerbare Gaskraftwerke und Lastmanagement. Laut Destatis verschieben die aktuellen Werte die Rolle konventioneller Kraftwerke weiter hin zu einem Ergänzungsbetrieb. Sie sichern die Versorgung in Stunden ohne ausreichende Erzeugung aus Wind und Sonne.
Für Stadtwerke stellen die Zahlen auch eine Orientierung für ihre mittelfristige Beschaffungsstrategie dar. Der Rückgang der Stromimporte bedeutet, dass Deutschland stärker auf die eigene Erzeugung zurückgreift, wie Destatis erklärt. Versorger prüfen daher vermehrt, wie sich das Verhältnis von Termin- und Spotmarktbezug entwickeln könnte. Gleichzeitig gewinnt der Netzausbau an Bedeutung, um die hohen Einspeisemengen aus Norden und Osten zuverlässig in die Verbrauchszentren zu transportieren.
Spürbare Folgen für die Netzführung
Der hohe Erneuerbaren-Anteil im Sommerquartal beeinflusst laut Destatis die Netzführung spürbar. Netzbetreiber reagieren auf wetterabhängige Schwankungen, indem sie Leitungen stärker dynamisch auslasten. Besonders im Küstenraum führt starke Windeinspeisung nach Angaben der Behörde zu hohen Belastungen einzelner Transportabschnitte, während Regionen mit geringerer Einspeisung entspannter arbeiten.
Stadtwerke mit eigenen Erzeugungsanlagen achten zudem auf die Entwicklung der PV. Die zunehmende Einspeisung aus großen PV-Freiflächenanlagen verschiebt laut der Behörde die Tageslastprofile deutlich. Mittagsstunden mit hoher PV-Produktion drücken die Großhandelspreise, während Abendstunden mit höherer Nachfrage tendenziell teurer werden. Diese Struktur beeinflusst Direktvermarktung, Eigenerzeugung und Beschaffungsentscheidungen.
Auch für die Kraftwerksplanung ergeben sich Konsequenzen. Einige Kommunalversorger prüfen laut Destatis die Zusammensetzung ihrer Kraftwerksflotten neu. Moderne Gasturbinen, die schnell Regelenergie bereitstellen, gewinnen an Bedeutung. Kohlekraftwerke verlieren dagegen Einsatzstunden, was ihre Wirtschaftlichkeit reduziert.
Wie Destatis mitteilt, hängt die Entwicklung im Winter stark von den Wetterbedingungen ab. Während PV in der dunklen Jahreszeit weniger beiträgt, kann starke Windeinspeisung den Erzeugungsmix stabilisieren. Energieversorger rechnen mit einer dynamischen Großhandelssituation. Sie verfolgen zudem, wie sich der rückläufige Importüberschuss weiterentwickelt und welchen Beitrag Nachbarländer liefern.
Grünes Energiesystem bringt Billionen-Ersparnis
Quelle: Shutterstock
STUDIE. Eine Studie von Wind Europe und Hitachi Energy zeigt: Ein Energiesystem mit hohem Anteil Erneuerbarer verursacht bis 2050 deutlich geringere Gesamtkosten als alternative Szenarien.
Ein Energiesystem auf Basis erneuerbarer Energien verursacht laut einer gemeinsamen Analyse des Verbands Wind Europe und des Technologiekonzerns Hitachi Energy die geringsten Gesamtkosten bis 2050. Das trifft selbst dann zu, wenn Aufwendungen für Netze, Speicher und Reservekapazitäten berücksichtigt werden, teilt die europäische Lobby-Organisation der Windkraftbranche mit.
Die Studie vergleicht fünf Szenarien: vier Pfade mit Netto-Null-Emissionen sowie ein langsames Übergangsszenario, das die Klimaziele verfehlt. In den Netto-Null-Pfaden wurden auch Varianten untersucht, die stärker auf Kernenergie, Wasserstoff oder Kohlendioxidabscheidung setzen. Diese verursachen laut Untersuchung höhere Kosten als ein erneuerbares Energiesystem. Die Differenzen zwischen den Netto-Null-Szenarien betragen bis 2050 zwischen 487 Milliarden Euro und 860 Milliarden Euro.
Im Vergleich zu dem Szenario mit verfehlten Klimazielen ist ein erneuerbares Energiesystem den Angaben zufolge um 1,6 Billionen Euro günstiger. Diese Differenz ergibt sich vor allem aus verbleibenden Brennstoffkosten und Kosten für Kohlendioxid im Szenario des langsamen Übergangs. Bis 2035 summieren sich die Einsparungen auf 331 Milliarden Euro.
Das Szenario mit hohen Anteilen erneuerbarer Energien umfasst einen wachsenden Stromanteil im Energiemix und berücksichtigt zusätzliche Investitionen in Elektrifizierung, etwa in der Schwerindustrie. Auch unter Einbeziehung dieser Investitionen bleibt das erneuerbare Szenario kostenärmer als die untersuchten Alternativen.
Importabhängigkeit sinkt auf bis zu 22 Prozent
Die Analyse zeigt außerdem, so Wind Europe, dass ein System mit hohen Anteilen erneuerbarer Energien die Versorgungssicherheit stärkt. Die Energieproduktion übersteigt dabei die Nachfrage deutlich. Zudem sinkt die Importabhängigkeit von siebzig Prozent im Jahr 2030 auf 22 Prozent im Jahr 2050. Im langsamen Übergangsszenario bleibt sie den Berechnungen zufolge mit 78 Prozent im Jahr 2030 und 54 Prozent im Jahr 2050 deutlich höher.
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| Verschiedene Energiesysteme im Kostenvergleich (zum Vergrößern auf die Grafik klicken) Quelle: Wind Europe |
Weitere untersuchte Effekte betreffen die Beschäftigung. Die europäische Windindustrie beschäftigt nach Verbandsangaben derzeit rund 440.000 Menschen. Bis 2030 sollen es 600.000 sein. Die Autoren der Studie verweisen zudem auf die strukturelle Entwicklung der vergangenen Jahrzehnte: Der Anteil von Wind- und Solarenergie an der europäischen Stromerzeugung ist seit 2000 von weniger als einem Prozent auf dreißig Prozent gestiegen, während die Emissionen gesunken und die Wirtschaft gewachsen ist.
Die 40-seitige Studie mit dem Titel „Delivering a cost-effective energy system for Europe“ steht als kostenfreier Download bereit.
Weniger neue PV-Anlagen auf Einfamilienhäusern
Quelle: Shutterstock / Diyana Dimitrova
PHOTOVOLTAIK. Solaranlagen im Eigenheimsegment tragen dazu bei, den Netzausbaubedarf zu verringern. Allerdings ist die Zahl neu installierter PV-Anlagen deutlich zurückgegangen.
Nach Angaben des Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW Solar) sind im laufenden Jahr rund 28 Prozent weniger Solaranlagen auf Ein- und Zweifamilienhäusern errichtet worden als im Vorjahreszeitraum. Allerdings habe sich die Gesamtzahl der Anlagen im Eigenheimbereich seit 2020 von 1,7 Millionen auf 4,1 Millionen mehr als verdoppelt. Dies geht aus einer Auswertung des Verbands von Daten der Bundesnetzagentur hervor.
Eine parallel veröffentlichte Kurzstudie der Hochschule für Technik und Wirtschaft (HTW) Berlin kommt zu dem Ergebnis, dass zusätzliche Gebäude-PV künftig seltener einen Netzausbau erforderlich machen dürfte als bislang angenommen. Damit werde die Bundesregierung in ihrer Ankündigung im Koalitionsvertrag bestärkt, private Haushalte stärker zu aktiven Akteuren der Energieversorgung zu machen und die Systemkosten der Energiewende stärker zu berücksichtigen.
Die HTW-Forschenden untersuchten verschiedene Prosumer-Konstellationen und ihre Netzbeanspruchung. Demnach führe das Zusammenspiel von PV-Anlage, Batteriespeicher, Wärmepumpe und Elektroauto bei intelligenter Steuerung zu einer effizienteren Nutzung der Netzinfrastruktur. Der Zubau von PV-Anlagen verursache keinen zusätzlichen Netzausbau, der nicht ohnehin durch neue elektrische Verbraucher erforderlich sei. Zudem könnten Batteriespeicher sowohl Erzeugungsspitzen der Solaranlagen als auch Lastspitzen etwa von Wärmepumpen abfangen.
Acht von zehn Dachanlagen mit Batteriespeicher installiert
Joseph Bergner von der HTW Berlin erklärt: „Unsere Analysen zeigen, dass ein großer Vorteil von Dachsolaranlagen bisher unterbeleuchtet war: Wer eine Wärmepumpe und E-Auto mit einer Solaranlage und Speicher intelligent kombiniert, senkt den Netzausbaubedarf, nutzt die notwendige Netzinfrastruktur besser aus und macht damit die Energiewende effizienter und kostengünstiger.“
Die Untersuchung, an der auch der BSW beteiligt war, belege außerdem, dass Batteriespeicher nicht nur Erzeugungsspitzen der PV-Anlagen, sondern auch Lastspitzen neuer elektrischer Verbraucher, wie zum Beispiel Wärmepumpen, puffern können.
BSW-Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig bezeichnete die Kombination aus Solaranlage, Speicher, Wärmepumpe und Elektroauto als zunehmend verbreiteten „Standard“. Vor dem Hintergrund der rückläufigen Marktentwicklung warnte Körnig jedoch vor zusätzlichen Belastungen für die Rahmenbedingungen.
Laut einer Verbandsumfrage unter Installationsbetrieben werden inzwischen acht von zehn neuen PV-Dachanlagen im Eigenheimsegment mit einem Batteriespeicher installiert. Vier von zehn Installationen würden zudem mit einer Wärmepumpe oder einem Elektrofahrzeug kombiniert.
Die Ergebnisse der Kurzstudie der HTW mit dem Titel „Reduktion des Netzausbaubedarfs durch Prosuming“ stehen im Internet zur Verfügung.
Wie Batteriespeicher Stromkosten in der Industrie senken
Quelle: E&M
GASTBEITRAG. Wie energieintensive Unternehmen mithilfe von Batteriespeichern Kosten sparen, ihre Wettbewerbsfähigkeit erhalten und Risiken reduzieren können, erläutert *Lukas Eckert von Voltvera.
Steigende und volatile Strompreise erhöhen seit Jahren den wirtschaftlichen Druck auf energieintensive Unternehmen. Dadurch entwickeln sich Batteriespeicher zu einem zentralen Instrument, um die internationale Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten. Über vier Hebel helfen sie dabei, Energiekosten zu senken und Risiken zu reduzieren.
1. Hebel: bessere Nutzung von Photovoltaikstrom
Ein erster Effekt entsteht durch die bessere Nutzung von Photovoltaikstrom. In vielen Betrieben liegt die Eigenverbrauchsquote trotz hohem Verbrauch überraschend niedrig. Grund dafür ist die zeitliche Verschiebung zwischen PV-Erzeugung und tatsächlicher Nutzung. Ein Speicher überbrückt diese Diskrepanz: Überschüsse aus der Mittagszeit können nun in Morgen- und Abendstunden verbraucht werden. Dadurch steigt der Eigenverbrauch meist auf 60 bis 90 Prozent – und die Stromkosten sinken um jede zusätzlich selbst verbrauchte Kilowattstunde um durchschnittlich 10-20 Cent.
2. Hebel: Kappen von Lastspitzen
Noch größere wirtschaftliche Relevanz hat in vielen Fällen das Kappen von Lastspitzen. Der leistungsbezogene Anteil der Stromrechnung macht bei Industrie- und Gewerbebetrieben oft 20 bis 40 Prozent der Gesamtkosten aus. Bereits eine einzige Viertelstunde mit hoher Last bestimmt das gesamte Entgelt für ein ganzes Jahr. Ein Speicher entlädt gezielt in diesen Momenten und hält den Leistungsbezug zuverlässig unter der maßgeblichen Schwelle. In der Praxis führt das zu stabilen, planbaren Einsparungen.
3. Hebel: Optimierung des Stromeinkaufs
Der dritte Hebel ist die Optimierung des Stromeinkaufs. Mit der zunehmenden Verbreitung dynamischer Tarife lohnt es sich, Strom gezielt in Zeiten geringer Marktpreise einzukaufen und später zu verbrauchen. Die Preise an der Börse schwanken im Tagesverlauf erheblich, teilweise zwischen negativen Werten und einigen hundert Euro pro Megawattstunde. Ein Speicher entkoppelt Einkauf und Verbrauch: Er lädt dann, wenn Energie günstig ist und ersetzt in teuren Stunden den Netzbezug. Der wirtschaftliche Effekt ist am höchsten in Betrieben, in denen bereits am Morgen oder bis in den Abend verbraucht wird.
4. Hebel: der automatisierte Stromhandel
Zunehmend an Bedeutung gewinnt ein vierter Mechanismus: der automatisierte Stromhandel. Frei verfügbare Speicherkapazitäten lassen sich nutzen, um kurzfristig Preisunterschiede an der Strombörse zu handeln. Moderne Energiemanagementsysteme (EMS) greifen dabei KI-basiert auf komplexe Prognosedaten, Preissignale und technische Randbedingungen zu und führen Handelsentscheidungen automatisiert aus. Dadurch entstehen erhebliche zusätzliche Erlöspotenziale, die die Wirtschaftlichkeit großer Speicher weiter verbessern.
Ob ein Speicher insgesamt wirtschaftlich ist, hängt im Wesentlichen von drei Faktoren ab: den Investitionskosten, dem individuellen Lastprofil und der Fähigkeit des eingesetzten Energiemanagementsystems, die genannten Hebel automatisch so zu steuern, dass die Speicherkapazität immer den aktuell gewinnbringendsten Hebeln zugeordnet wird. Industrielle Systeme liegen in der Anschaffung derzeit typischerweise bei 150 bis 250 Euro pro Kilowattstunde Kapazität und sparen häufig über 30 Prozent der Stromkosten. Werden mehrere Hebel gleichzeitig genutzt, werden in der Regel Amortisationszeiten zwischen zwei und fünf Jahren erreicht.
Batteriespeicher werden damit zu einem strategischen Baustein zur Steigerung der Wettbewerbsfähigkeit, der weit über die Nutzung als Notreserve hinausgeht. Sie erhöhen die Resilienz der Unternehmen, ermöglichen flexible Beschaffungsstrategien und schaffen Planbarkeit in einem zunehmend komplexen Energiemarkt.
*Lukas Eckert, Geschäftsführer Voltvera GmbH, Münster
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| Lukas Eckert Quelle: Voltvera |
Quelle: Davina Spohn
EU-Projekt entwickelt Schutzmechanismen für resiliente Verteilnetze
STROMNETZ. Im EU-Projekt Prores arbeiten Netzbetreiber und Wissenschaftler an Verfahren, die Verteilnetze trotz Störungen und nahezu 100 Prozent Erneuerbaren-Einspeisung stabil halten sollen.
Mit dem Start des EU-Forschungsprojekts „ProRES – Proactive Resilience for Increased Energy System Flexibility and Stability“ arbeitet das Oldenburger Informatikinstitut „OFFIS“ laut einer eigenen Mitteilung mit europäischen Partnern an Konzepten, um Verteilnetze bei extremen Wetterereignissen, technischen Störungen oder auch Cyberangriffen funktionsfähig zu halten. Offis ist ein An-Institut der Universität Oldenburg und als Verein organisiert.
Die Bündelung von Wind- und Solarstrom, wachsende Lasten durch Elektromobilität und Wärmepumpen sowie potenzielle Störereignisse erhöhen demnach den Handlungsdruck. Wenn mehrere kritische Situationen gleichzeitig auftreten, blieben Netzbetreibern häufig nur Sekunden, um einen großflächigen Stromausfall zu vermeiden, heißt es weiter.
Prores soll digitale Verfahren bereitstellen, die Risiken früher erkennen und automatisch geeignete Gegenmaßnahmen vorschlagen. Entwickelt werden präzisere Methoden zur Zustandseinschätzung der Verteilnetze, Frühwarnsysteme für mögliche Problemlagen sowie intelligente Reaktionsmechanismen. Dazu zählen KI-gestützte Prognosen und ein Szenario-Analysetool, das nach Projektbeschreibung Tausende von „Was-wäre-wenn“-Varianten pro Minute durchspielt. Ein weiterer Ansatz ist ein Schutzmechanismus, der Netze im Krisenfall kontrolliert in einen sicheren Notbetrieb überführen soll, um Ausfälle zu begrenzen.
Trainings- und Testumgebung auch Teil des Projekts
Die Entwicklung dieses KI-basierten „Airbag-Systems“ steht im Fokus von Prores. Lernende Software-Agenten sollen unmittelbar nach Störungen optimale Schalthandlungen vorschlagen und vorhandene Flexibilitäten wie Batteriespeicher oder Elektrofahrzeuge nutzen. Ziel ist es, die Versorgung möglichst vieler Verbraucherinnen und Verbraucher aufrechtzuerhalten, während das Netz stabilisiert wird.
Das Vorhaben wird vom AIT Austrian Institute of Technology koordiniert und vereint Forschungseinrichtungen, Hochschulen, Technologieanbieter und Verteilnetzbetreiber aus mehreren europäischen Ländern. Offis arbeitet eng mit dem AIT zusammen, das einen digitalen Zwilling von Stromnetzen erstellt. In dieser virtuellen Umgebung sollen umfangreiche Simulationen und Trainingsläufe der KI-Agenten stattfinden.
Ein weiterer Projektbaustein ist eine cyber-physische Trainings- und Testumgebung. Dort lassen sich reale Netzstrukturen sowie zugehörige IT- und Steuerungstechnik nachbilden. Netzbetreiber können laut Projektteam Extremszenarien gefahrlos erproben, neue Smart-Grid-Lösungen auf Sicherheit und Regelkonformität prüfen und das Zusammenspiel von Personal und KI in kritischen Momenten trainieren.
Langfristig sollen die Ergebnisse dazu beitragen, Stromausfälle zu reduzieren und den Ausbau erneuerbarer Energien zu erleichtern. Netzbetreiber erhielten Werkzeuge zur besseren Risikoabschätzung, zur Nutzung von Flexibilitäten und zur Vorbereitung von Einsatzteams auf Krisensituationen, heißt es in der Mitteilung. Das Projekt läuft vom 1. Dezember 2025 bis zum 30. November 2028.
Flottenbetreiber setzen auf integrierte Ladelösungen
Quelle: UTA Edenred
ELEKTROMOBILITÄT. Eine aktuelle Studie von UTA Edenred zeigt, wie sich Flottenmanager in Deutschland und Polen bei der Fuhrpark-Elektrifizierung positionieren.
Der Wandel zur Elektromobilität gilt für Unternehmensflotten weiterhin als anspruchsvoll. Verbrenner haben im vergangenen Jahr ihren Spitzenplatz bei den Neuzulassungen verteidigt. So erhöhte sich der Anteil benzinbetriebener Pkw 2024 nach Daten des Kraftfahrtbundesamtes auf 35,2 Prozent, Dieselfahrzeuge machten 17,2 Prozent der Neuzulassungen aus. Der Anteil von Elektro-Autos (BEV) betrug 13,5 Prozent. Nach dem Aus der Förderprogramme ging die Zahl neu zugelassener Elektro-Pkw um 27,4 Prozent zurück.
Parallel wird die Ladeinfrastruktur ausgebaut. Geplant ist unter anderem von der Nationalen Leitstelle Ladeinfrastruktur des Bundes ein Lkw-Schnellladenetz mit etwa 350 Standorten entlang der Bundesautobahn. Weitere Ladestationen etwa im öffentlichen Raum durch Kommunen oder Energieversorger sowie auf Betriebshöfen und in Depots von Unternehmen kommen hinzu.
Wie sich Flottenbetreiber strategisch darauf einstellen und wie es um das Ladeverhalten und die dafür notwendige Infrastruktur steht, wollte „UTA Edenred“ wissen. Der Mobilitätsdienstleister ließ dazu vom Marktforschungsinstitut „MiiOS“ im Juni 2025 rund 400 Fuhrparkmanager in Deutschland und Polen befragen. Zusammengefasst wurden die Ergebnisse in der Studie „Integrierte Ladelösungen in Fuhrparks“, die UTA Edenred am 4. Dezember vorstellte.
Danach stoßen integrierte Ladelösungen, die öffentliches Laden, das Laden zu Hause und das Laden auf dem Firmengelände kombinieren, bei Fuhrparkbetreibern in beiden Ländern gleichermaßen auf Interesse: in Deutschland bei 76 Prozent, in Polen bei 77 Prozent der Befragten.
Etwas größere Unterschiede zeigte sich zwischen bei der Bewertung der Infrastrukturvoraussetzung. Während in Deutschland 61 Prozent der Befragten die existierende Elektrizitätsinfrastruktur für ausreichend erachten, um geplantes Depotladen auf dem Firmengelände umzusetzen, sind es in Polen nur 49 Prozent. Als nicht ausreichend bewerten die Depot-Stromversorgung in Deutschland 17 Prozent der Befragten, in Polen sind es 24 Prozent.
Einsatz von erneuerbaren Energien
Zugleich berichten viele Unternehmen, erneuerbare Energien wie Photovoltaik-Anlagen vor Ort bereits zur Unterstützung der Ladeinfrastruktur zu nutzen oder dies zu planen. In Deutschland liegt dieser Anteil bei 80 Prozent, der sich hälftig auf die bereits betriebene und geplante Erneuerbaren-Nutzung aufteilt. In Polen nutzen 33 Prozent entsprechende Lösungen bereits, weitere 39 Prozent planen dies.
In die Fuhrpark-Elektrifizierung investieren wollen in den kommenden Jahren beide Länder. Laut Studie wollen 45 Prozent der befragten Flottenbetreiber in Deutschland innerhalb der nächsten fünf Jahre mindestens 100.000 bis 1 Million Euro investieren. Fast ein Drittel plant sogar Investitionen von mehr als 1 Million Euro (29 Prozent). In Polen liegt das Niveau etwas niedriger: Mehr als 1 Million Euro auszugeben, beabsichtigen 12 Prozent, während 44 Prozent mindestens 100.000 bis maximal 1 Million Euro investieren wollen.
Die Studie steht als kostenloser Download im Internet zur Verfügung.
Neue Erdkabeltrasse im Landkreis Dachau am Netz
Egon Leo Westphal, CEO Bayernwerk AG (5. von links) mit Projektbeteiligten und Vertretern der Politik. Quelle: Bayernwerk
STROMNETZ. In Oberbayern ist die neue Hochspannungsleitung der Bayernwerk Netz in Betrieb gegangen.
„Obwohl zu unseren Füßen der Strom fließt, ist in der Landschaft selbst so gut wie nichts zu sehen“, zeigt sich Bayernwerk-CEO Egon Leo Westphal zufrieden mit dem Abschluss des bislang größten Erdkabelprojektes der Netztochter: Im oberbayerischen Markt Indersdorf (Landkreis Dachau) hat die Bayernwerk Netz ihre neue 110-kV-Hochspannungsleitung in Betrieb genommen. Die 18 Kilometer lange Trasse verbindet das Umspannwerk bei Kleinschwabhausen mit dem Anschlusspunkt an das Tennet-Hochspannungsnetz in Oberbachern.
Die Planungen für das Projekt hatten 2016 begonnen, als klar wurde, dass angesichts der Zunahme an dezentralen Erzeugern wie Photovoltaikanlagen die Netzkapazitäten in der Region langfristig nicht ausreichen würden. Nach Unternehmensangaben ist die installierte Leistung im nördlichen Landkreis Dachau in den vergangenen zehn Jahren um 120 Prozent auf mehr als 143 MW gestiegen.
Der symbolische Spatenstich erfolgte im Mai 2024. 16 Monaten Bauzeit später ist die Leitung nun in Betrieb und transportiert die lokal erzeugte Energie aus mehr als 4.100 Photovoltaikanlagen in den Großraum München. Die Kosten für das Projekt beziffert Bayernwerk Netz auf etwa 40 Millionen Euro.
Die Trasse verläuft durch die Gemeinden Markt Indersdorf, Schwabhausen und Bergkirchen. Für den Bau wurden bis zu 1,8 Meter tiefe Gräben, meist offen, ausgehoben, Bahntrassen und Straßen hingegen unterquert. Im wasserreichen Glonntal kam das Pflugverfahren zum Einsatz, bei dem die Leerrohre direkt in den Boden eingezogen wurden (wir berichteten).
Das Vorhaben ist Teil eines größeren Investitionsprogramms: Bayernwerk Netz plant, bis 2030 rund 6,2 Milliarden Euro in den Aus- und Umbau des Stromnetzes zu investieren, darunter 1.000 Kilometer neue Hochspannungsleitungen und 300 Umspannwerke.
Wasserstoff-Verbund erhält weitere Förderung
Quelle: Pixabay / Anemone123
VERBÄNDE. Das Branchennetzwerk HZwo treibt Wasserstoff-Technologien voran. Nun hat der Freistaat Sachsen die Anschlussfinanzierung bis 2028 gesichert.
Das auf Wasserstoff-Technologien spezialisierte Branchennetzwerk HZwo erhält weitere finanzielle Unterstützung. Als Anschlussfinanzierung über 2025 hinaus seien gut 1,8 Millionen Euro bewilligt, teilte das Wirtschaftsministerium mit. Damit könne das Innovationscluster seine Arbeit bis 2028 fortsetzen.
Das Netzwerk wurde 2017 gegründet und hat sich der Förderung von grünem Wasserstoff und Brennstoffzellen-Technologie verschrieben. Dabei bringt es Unternehmen und Forschungseinrichtungen zusammen. Es hat maßgeblich die Ansiedlung des Wasserstoffzentrums HIC (Hydrogen Innovation Center) in Chemnitz forciert − eines von vier großen, vom Bund mit bis zu 290 Millionen Euro geförderten Wasserstoffzentren in Deutschland. Das HIC soll vor allem kleine und mittlere Unternehmen sowie Start-ups unterstützen, neue Geschäftsfelder zu Wasserstoff-Technologien zu erschließen. Dazu entstehen Labore, Prüfstände und Werkstätten, mit denen Technologien und Produkte effizient bis zur Marktreife entwickelt werden sollen.
Ziele der dritten Förderphase sind laut Ministerium unter anderem die Entwicklung marktfähiger Produkte und Dienstleistungen für kleine und mittlere Unternehmen und der Aufbau regionaler Infrastruktur und industrieller Anwendungen. Auch gehe es darum, die Wirtschaftlichkeit von grünem Wasserstoff zu stärken.
„Innovationscluster und Kooperationsnetzwerke sind der Schlüssel zu Sachsens wirtschaftlicher Zukunft“, erklärte Wirtschaftsminister Dirk Panter (SPD) in einer Mitteilung. „Sie vereinen Unternehmen und Forschungseinrichtungen mit dem Ziel, durch enge Zusammenarbeit echte Zukunftslösungen zu schaffen.“
„HZwo - Wasserstoffland Sachsen“ sei das erste sächsische Innovationscluster, das eine Anschlussfinanzierung für die dritte Projektphase erhalte, hieß es. Zu den Verbünden, die bisher Unterstützung erhalten haben, gehören „Robotics Saxony“, das sich mit den Themen Robotik und Künstliche Intelligenz befasst, „Circular Saxony“ zum Thema Kreislaufwirtschaft und „Smart Medical Devices und Therapies“ im Bereich der Biotechnologie.
Blicken optimistisch in die Zukunft (v.l.): Ralf Schubert, Ralf Merkl, Anja Binder und Dirk Vogel. Quelle: Mario Selzer
Stadtwerke Bad Kissingen schließen Sanierung früher ab
BILANZ. Die Bilanzzahlen der Stadtwerke Bad Kissingen zeigen ein deutlich positives Ergebnis. Der Jahresüberschuss ermöglicht den Abschluss des Sanierungsprozesses.
Die Stadtwerke Bad Kissingen, rund 61 Kilometer nördlich von Würzburg (Bayern), melden für das Geschäftsjahr 2024 ein deutlich verbessertes Ergebnis. So geben sie in einer Mitteilung vom 5. Dezember für das Geschäftsjahr 2024 einen Überschuss von mehr als 5,2 Millionen Euro bekannt. Die Geschäftsführung erklärt, das operative Geschäft habe im Laufe des Geschäftsjahres spürbar an Stabilität gewonnen. Das Unternehmen konnte damit seine Kapitalbasis weiter stärken.
Auch das Geschäftsjahr 2023 war mit einem Überschuss von 5,0 Millionen Euro positiv ausgefallen. Diesen Betrag haben die Stadtwerke nicht ausgeschüttet, sondern in die Folgeperiode übertragen. Aus beiden Ergebnissen ergibt sich zum 31. Dezember 2025 eine Eigenkapitalquote von über 25 Prozent.
Laut Mitteilung stellt diese Entwicklung eine deutliche Verbesserung gegenüber den wirtschaftlich schwierigen Jahren 2021 und 2022 dar. In dieser Zeit war die Eigenkapitalquote zeitweise auf 17 Prozent gefallen. Damals startete das Unternehmen einen umfassenden Sanierungsprozess mit organisatorischen, strategischen und finanziellen Maßnahmen. Die nun vorliegenden Zahlen würden, so das Unternehmen weiter, zeigen, dass die eingeleiteten Schritte schneller als erwartet Wirkung entfaltet haben.
Der Aufsichtsratsvorsitzende und Oberbürgermeister Dirk Vogel (SPD) erklärt in der Mitteilung, dass Banken, Wirtschaftsprüfer und das Beratungshaus Concentro Management AG bereits bestätigt hätten, dass die festgelegten Zielgrößen bereits zum 31. Oktober dieses Jahres erreicht wurden. Der Aufsichtsrat hat die entsprechenden Jahresabschlüsse nun festgestellt.
Fortsetzung der Umstrukturierung
Obwohl der formale Sanierungszeitraum damit endet, will die Geschäftsführung den begonnenen Umbau fortsetzen. Dieser Prozess sei langfristig angelegt und umfasse laut Geschäftsführer Ralf Merkl die Organisationsentwicklung, die Stabilisierung der Liquidität und die Optimierung interner Abläufe. Zudem plant das Unternehmen Investitionen in neue Wachstumsfelder.
Geschäftsführerin Anja Binder unterstreicht die Bedeutung des Zusammenhalts im Unternehmen. „Die außergewöhnliche Unterstützung unseres starken Teams sowie das Vertrauen unserer Kundinnen und Kunden hat maßgeblich zu diesem Erfolg beigetragen“, sagt sie. Binder erklärt, dass die Stadtwerke gut auf kommende Aufgaben vorbereitet seien und die strategische Ausrichtung konsequent fortgesetzt werde.
Merkl und Binder bekräftigen, das Unternehmen setze weiterhin auf stabile wirtschaftliche Grundlagen. Die Kombination aus positiven Jahresergebnissen, gestärkter Eigenkapitalquote und fortgeführter Restrukturierung bildet aus Sicht der Geschäftsführung ein tragfähiges Fundament für die kommenden Jahre.
2G Energy baut Mietgeschäft in Nordamerika aus
Quelle: Fotolia.com, coramax
VERTRIEB. 2G Energy hat für den nordamerikanischen Markt eine eigene Vermietungssparte gegründet − und weitet das Mietgeschäft damit aus. In Deutschland gibt es diese Sparte seit zehn Jahren.
Der BHKW- und Wärmepumpenhersteller 2G Energy mit Hauptsitz in Heek (Nordrhein-Westfalen) baut seine Vermietungssparte aus. Nach über zehn Jahren Mietgeschäft in Deutschland durch die 2G Rental GmbH will 2G nun auch die Märkte in den USA, Kanada, Mexiko und der Karibik erschließen. Dies teilte der Konzern am 8. Dezember mit.
Die Gesellschaft 2G Energy Rental NA bietet künftig maßgeschneiderte, containerisierte BHKW-Systeme im Leistungsbereich von 250 bis 500 kW an. Die Anlagen sind für eine schnelle Inbetriebnahme konzipiert. Die Systeme haben laut 2G Energy zudem eine hohe Kraftstoffflexibilität und können mit Erdgas, Propan, Biogas oder Wasserstoff betrieben werden. Alle Systeme erfüllen geltende Emissionsvorgaben und eignen sich laut Unternehmen für temporäre wie auch Übergangslösungen bis zur Umsetzung fester Installationen. Die Leitung der 2G Energy Rental NA übernimmt John Wilds.
2G will dazu die Erfahrungen aus dem bestehenden Mietgeschäft in Europa nutzen. Dort realisierte die 2G Rental GmbH mehr als 300 Projekte. Der Konzern will diese Struktur nun auf neue Märkte übertragen und verweist auf eine wachsende Nachfrage nach flexiblen Energiepaketen. „Der nordamerikanische Markt ist der nächste logische Schritt in der Weiterentwicklung unserer Vermietungsangebote“, erklärte dazu CEO Pablo Hofelich. „Nachdem sich 2G Energy in den USA über mehr als 15 Jahre erfolgreich etabliert hat, heben wir nun mit 2G Energy Rental NA unsere Präsenz auf die nächste Stufe.“
John Wilds, CEO von 2G Energy Rental NA, erwartet eine steigende Zahl temporärer Projekte. Er verweist auf Anforderungen aus Industrie und Gewerbe, die schnelle Lösungen zur Versorgungssicherheit nachfragen. 2G Energy Rental NA soll dieses Segment bedienen und damit weiteres Wachstum ermöglichen.
Westfalen Weser Netz künftig mit Doppelspitze
Tanja Werres. Quelle: Westfalen Weser
PERSONALIE. Tanja Werres wird die kaufmännische Geschäftsführung des kommunalen Netzbetreibers Westfalen Weser Netz GmbH im nächsten Jahr übernehmen.
Tanja Werres übernimmt ab 1. August 2026 die kaufmännische Geschäftsführung des regionalen Netzbetreibers Westfalen Weser Netz GmbH mit Sitz in Paderborn (Nordrhein-Westfalen). Damit erhält die Netzgesellschaft von Westfalen Weser im nächsten Jahr eine Doppelspitze. Dies teilte das Unternehmen am 8. Dezember mit.
Bereits im November dieses Jahres gab es einen Wechsel in der Geschäftsführung. Seit dem 1. November ist Jens Viefhues der technische Geschäftsführer. Der bisherige technische Geschäftsführer, Andreas Speith, wechselte mit dem Amtsantritt von Viefhues in die Geschäftsführung der Muttergesellschaft Westfalen Weser Energie. Mit der Doppelspitze ab Sommer nächsten Jahres werde das Unternehmen einem „deutlich dynamischeren Umfeld für Netzbetreiber“ gerechter, teilte eine Pressesprecherin auf Anfrage der Redaktion mit.
Zukünftig wird Werres bei Westfalen Weser Netz die Ressorts IT, Personal, Finanzen und den Einkauf verantworten. Sie kommt vom US-Technikkonzern Diebold Nixdorf. Aktuell leitet die Betriebswirtin dort noch das Werk Paderborn und ist Geschäftsführerin der Diebold Nixdorf Systems.
Unter Westfalen Weser firmiert als steuerndes Unternehmen die Holding Westfalen Weser Energie. Das operative Geschäft ist in vier Gesellschaften organisiert: Westfalen Weser Energieerzeugung, Westfalen Weser Energiespeicher, Westfalen Weser Netz und Energieservice Westfalen Weser.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Gaspreise so günstig wie im April 2024
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Überwiegend etwas fester haben sich die Energiemärkte zum Start in die neue Woche gezeigt. Im deutschen Stromhandel stützte die geringere Einspeiseleistung der Erneuerbaren zwar den kurzfristigen Bereich, die strukturell milde Wetterlage begrenzte jedoch weiteres Aufwärtspotenzial. Die CO2-Preise dagegen tendierten fester: Stabilität rund um den Optionsverfall sowie moderates bullishes Fonds-Interesse hielten EUAs in einer engen Handelsspanne mit leichtem Aufwärtsbias. Am Gasmarkt ging es etwas aufwärts, übergeordnet bleibt die Stimmung aber geprägt von geopolitischen Entspannungsphantasien, hohen LNG-Zuflüssen und weiterhin robustem Angebot.
Strom: Ohne klare Richtung hat sich der deutsche OTC-Strommarkt zum Start in die neue Arbeitswoche gezeigt. Der Dienstag wurde mit 91,75 Euro/MWh in der Grundlast und 104,75 Euro/MWh in der Spitzenlast bewertet. Am Freitag kostete der Montag im Base 70,00 Euro/MWh . An der Börse kostete der Dienstag im Base 91,57 Euro/MWh und im Peak 104,37 Euro/MWh.
Grund für den Anstieg von Montag auf Dienstag war die Prognose für die Einspeiseleistung der Erneuerbaren, die am Dienstag deutlich geringer ausfallen soll als am Vortag. Am Mittwoch sowie an den darauf folgenden Tagen dürfte die Einspeiseleistung dann wieder abnehmen.
Die Windstrom-Beiträge sieht das US-Wettermodell bis etwa zum 15. Dezember auf unterdurchschnittlichem Niveau. Anschließend dürfte die Einspeiseleistung steigen und bis Weihnachten um den saisonüblichen Mittelwert herum schwanken. Die Temperaturen dürften im gesamten Betrachtungszeitraum im überdurchschnittlichen Bereich liegen.
Am langen Ende des deutschen Strommarktes verlor das Cal 26 bis zum Nachmittag um 0,43 Eurocent auf 83,88 Euro/MWh.
CO2: Fester haben sich die CO2-Preise am Montag präsentiert. Der Dec 25 gewann bis 14.00 Uhr 0,46 auf 82,44 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 17,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,58 Euro/Tonne, das Tief bei 81,66 Euro/Tonne.
Der Optionsverfall am 10. Dezember dürfte den Markt den Analysten von Vertis zufolge in der Nähe der aktuellen Niveaus halten und kurzfristige Bewegungen begrenzen. Die stabilisierende Wirkung könnte es Fonds ermöglichen, ihre bullishe Positionierung weiter auszubauen.
Darüber hinaus bleibt das Wetter ein wichtiger Faktor. Die Temperaturen in Nordwesteuropa dürften in den kommenden Wochen über dem saisonalen Mittel liegen und damit die kurzfristige Nachfrage dämpfen. Die Windgeschwindigkeiten sollten sich nahe der üblichen Werte bewegen. In Mitteleuropa zeichnet sich ein ähnliches, mildes Muster ab, allerdings mit etwas geringerem Windpotenzial.
Der jüngste Rückgang bei den Strompreisen eröffne Raum für erneutes nachfrageseitiges Hedging, falls sich die Lage spürbar verengt – derzeit wird dies den Analysten zufolge jedoch nicht erwartet. Insgesamt sprechen die Signale bei EUA demnach in der neuen Woche für eine überwiegend seitwärts gerichtete Handelsspanne, mit leichtem Aufwärtspotenzial, sofern unterstützende Impulse einsetzen.
Erdgas: Etwas fester haben sich die europäischen Gaspreise zum Wochenstart gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis 14.00 Uhr 0,37 auf 27,60 Euro je MWh.
Die europäischen Gaspreise waren in den vergangenen Tagen auf das niedrigste Niveau seit April 2024 gefallen, wie Trading Economics berichtet. Damit setzten sie den bereits im November begonnenen Rückgang fort. Belastungsfaktoren seien vor allem die von den USA geführten Waffenstillstandsgespräche zwischen der Ukraine und Russland, die die Aussicht auf ein Ende des dreijährigen Kriegs und eine mögliche Lockerung der EU-Sanktionen gegen russische Energie erhöhen.
Rekordhohe US-LNG-Exporte stabilisieren die Preise zusätzlich in Asien wie in Europa, während die norwegischen Pipelinezuflüsse konstant geblieben sind. In Asien bleibt die LNG-Nachfrage gedämpft. Zugleich deuten Wetterprognosen auf überdurchschnittlich milde Temperaturen in großen Teilen Europas hin, was auf eine verhaltene Heiznachfrage schließen lässt. Ende November waren die Gasspeicher in der EU zu 75 Prozent gefüllt.
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