26. Februar 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
POLITIK: GMG-Eckpunkte stoßen auf Zustimmung und Kritik
VERANSTALTUNG: EnBW-Vorstand: Lieferketten entscheiden über Wirtschaftlichkeit
VERANSTALTUNG: Panel: Netzinvestitionen müssen attraktiv sein
RECHT: Sammelklage gegen Fernwärme-Preise findet Zulauf
HANDEL & MARKT
ELEKTROFAHRZEUGE: Lademarkt Deutschland wird reifer
REGULIERUNG: Breitband-Markt: Netzagentur erkennt „wirksamen Wettbewerb“
ELEKTROFAHRZEUGE: Bundesregierung fördert Elektrobusse
TECHNIK
WÄRME: Erdsonden für kalte Nahwärme in Münster
STUDIE: Positionspapier fordert Grid-Forming Readiness im Verteilnetz
E&M-PODCAST: Die Energiewende braucht neues Denken
STATISTIK DES TAGES: Deutsche Holzpelletproduktion wächst
UNTERNEHMEN
BILANZ: Eon erreicht seine Ziele
PERSONALIE: Neuer Geschäftsführer bei Eins Energie in Sachsen
PERSONALIE: Vertragsverlängerung in Greven
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: Seitwärtsbewegung an den Energiemärkten
TOP-THEMA
Regierung kippt 65-Prozent-Vorgabe und setzt auf „Bio-Treppe“
Quelle: Deutscher Bundestag / Tobias Koch
POLITIK.
Die Bundesregierung ersetzt das Heizungsgesetz durch ein neues Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG). Die 65-Prozent-Vorgabe entfällt, stattdessen gilt ein technologieoffener Ansatz.
Die Fraktionen von CDU/CSU und SPD haben am 24. Februar in einem fünf Seiten umfassenden Papier Eckpunkte für ein Regelwerk zum neuen Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) vorgestellt.
Zentrale Punkte sind: Das bestehende „Heizungsgesetz“ wird abgeschafft. Die pauschale Vorgabe eines Anteils von mindestens 65 Prozent erneuerbarer Energien bei der Wärmeversorgung für alle Neu- und Bestandsbauten entfällt. Auch Betriebsverbote für bestimmte Heizungsarten werden gestrichen. Das neue Gesetz wird keine Regelungen enthalten, die den Ausbau oder Wechsel funktionierender Heizungssysteme verpflichtend machen.
Was stattdessen kommt: Das neue Gesetz, das noch vor dem 1. Juli 2026 in Kraft treten soll, wird „einen technologieoffenen Katalog mit allen möglichen Heizungsoptionen nennen und eine Offenheit für Innovationen schaffen.“ Konkret können künftig – neben der Wärmepumpe und Fernwärme – hybride Heizungsmodelle und Biomasseheizungen sowie weiterhin auch Gas- und Ölheizungen eingebaut werden. Voraussetzung ist, dass diese ab dem 1. Januar 2029 einen zunehmenden Anteil an CO2-neutralen Brennstoffen nutzen. „Bio-Treppe“ heißt das neue Schlagwort.
Änderungen durch das GMG
Nach EU-Recht ist zudem vorgesehen, dass die Wärmeversorgung ab 2028 (öffentliche Nichtwohngebäude) und ab 2030 (alle Neubauten) vollständig aus
erneuerbaren oder CO2-armen Quellen stammen muss. Das bedeutet in der Praxis: Bauherren haben die Wahl zwischen einer Wärmepumpe, Fernwärme oder Biomasse. Bis dahin gelten für die Wärmeerzeugung die gesetzlichen Regelungen des GMG für den Gebäudebestand.
Bei Einbau einer Heizung in einem bestehenden Haus gibt es Wahlfreiheit innerhalb eines Katalogs von Optionen: Wärmepumpen, Hybridmodelle, Biomasse, Gas- und Ölheizung sind möglich. Wird eine Gas- oder Ölheizung ab Inkrafttreten des Gesetzes ausgetauscht, ist die neue Heizung
allerdings mit einem anwachsenden Anteil von klimafreundlichen Brennstoffen wie Biomethan und synthetischem Treibstoff („Bio-Treppe“) zu betreiben. Ab 1. Januar 2029 muss dieser Anteil bei mindestens zehn Prozent liegen, der weitere Anstieg bis 2040 soll in drei Schritten festgelegt werden.
Zu den klimafreundlichen Gasen beziehungsweise zum klimafreundlichen Heizöl werden Biomethan, grüner, blauer, orangener und türkiser Wasserstoff, Wasserstoffderivate sowie synthetisches Methan und Bioöl gerechnet. Die „Inverkehrbringer“, also die Gas- und Ölunternehmen, werden zum anteiligen Einsatz dieser als klimafreundlich eingestuften Brennstoffe verpflichtet.
Die finanzielle Förderung wird bei Neubau, Sanierung und Einbau neuer Heizungen auch künftig fortgesetzt. Die auskömmliche Finanzierung der Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG) wird – so der Wortlaut im Eckpunktepapier – bis mindestens 2029 sichergestellt.
Regelungen zur Fernwärme
Die Regierungskoalition hält die Wärmeplanung für ein zentrales strategisches Instrument, das Kommunen, Bürgern und Unternehmen sowie Betreibern von Energieinfrastruktur wichtige Orientierung über die künftige Wärmeversorgung gibt. Vereinfachungen sind allerdings für Kommunen unter 15.000 Einwohnern vorgesehen.
Des Weiteren heißt es in dem Eckpunktepapier: „Die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) wird gesetzlich geregelt und aufgestockt, um den Bau und die Dekarbonisierung von Nah- und Fernwärmenetzen zu unterstützen und Verbraucherpreise zu entlasten.“ Dabei sollen die Möglichkeit zur angemessenen Weitergabe von Kosten bei Investitionen in die Dekarbonisierung des Erzeugungsparks sowie in Wärmenetzinfrastrukturen geschaffen werden, um diese langfristig rechtssicher über die Fernwärmepreise refinanzieren zu können.
Die Wahrung von Bezahlbarkeit für die Verbraucher soll sichergestellt werden, etwa durch eine für Fernwärmeversorgungsunternehmen verpflichtende Einrichtung einer Preistransparenzplattform.
Kritik von den Grünen
„Ohne die 65-Prozent-Regel werden wir unsere Klimaziele deutlich verfehlen,“ sagte der baupolitische Sprecher der Grünen im Bundestag, Kassem Taher Saleh. Grünen-Fraktionschefin Katharina Dröge erklärte: „Diese Reform ist ein Desaster. Damit treiben CDU und SPD die Menschen in eine enorm teure Gaskostenfalle.“
Die Bundesregierung will bis Ostern einen Gesetzentwurf im Kabinett beschließen. Der Abschluss des anschließenden Gesetzgebungsverfahrens im Deutschen Bundestag soll so erfolgen, dass das neue Gesetz noch vor dem 1. Juli in diesem Jahr in Kraft treten kann.
Quelle: Fotolia / Tom-Hanisch
GMG-Eckpunkte stoßen auf Zustimmung und Kritik
POLITIK. Die Regierungsparteien haben sich auf Eckpunkte zum neuen Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) verständigt. Verbände fordern, sich darauf nicht auszuruhen.
Nach vielen Monaten des Wartens haben sich die Regierungsparteien am 24. Februar auf Eckpunkte zum neuen Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) verständigt. Es wird das Gebäudenergiegesetz ablösen. Kommunalwirtschaft, Energieversorger und Branchenvertreter reagieren mit Zustimmung zu einzelnen Elementen, sehen jedoch Klärungsbedarf bei Grüngasquote, technischer Umsetzung und der Förderkulisse.
Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) bewertet die Beschlüsse in dem nun vorliegenden Eckpunktepapier zur Fernwärme als Fortschritt. VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing bezeichnet die vorgesehenen Regelungen als Signal für den Wärmemarkt. Zugleich verweist er auf offene Fragen bei der geplanten Grüngasquote. Eine anfängliche Quote von einem Prozent gilt aus Sicht des Verbands als umsetzbar. Unklar bleibt, wie die Verfügbarkeit entlang der vorgesehenen Biotreppe gesteigert werden soll.
Liebing kritisiert: „Wir sehen aktuell nicht, wie der Hochlauf grüner Gase und insbesondere Biomethan für eine Beimischung ins Gasnetz massiv gesteigert werden kann, ohne weitere Kostensteigerungen für Eigentümer und Mieter zu verursachen.“ Auch die technische Integration unterschiedlicher Gase wirft Fragen auf. Wasserstoff und Biomethan lassen sich nicht ohne Weiteres über dieselbe Infrastruktur transportieren. Feste Quoten könnten zudem Preissteigerungen auslösen, wenn das Angebot begrenzt bleibt.
Fernwärme und Regulierung als Hebel
Bei der Fernwärme sehen Verbände wie der VKU oder der AGFW Handlungsbedarf in der Ausgestaltung der Förderung. Die gesetzliche Verankerung und Aufstockung der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) gilt als Voraussetzung für weitere Investitionen. Eine verpflichtende Preistransparenzplattform für alle Wärmeversorger sowie eine Schlichtungsstelle stehen ebenfalls im Raum. Zudem fordern Verbände eine Novelle der Wärmelieferverordnung (WärmeLV) und der AVB-Fernwärme. Insbesondere die Anpassung der WärmeLV ist laut dem AGFW ein überfälliger Schritt in die richtige Richtung.
Der VKU kritisiert, dass Vermieter Investitionskosten für den Anschluss an die Fernwärme bislang nicht in gleichem Umfang umlegen dürfen wie bei anderen Heizungsoptionen. Hier sehen die Kommunalunternehmen Anpassungsbedarf, um Lock-in-Effekte bei fossilen Systemen zu vermeiden.
Mit Blick auf die Abschaffung des bisherigen 65-Prozent-Ziels sieht der AGFW zudem erhebliche Risiken. Der Verzicht auf diese Leitplanke könne die Zielerreichung im Gebäudesektor erschweren und zu Verzögerungen bei der Emissionsminderung führen. Damit wächst das Risiko zusätzlicher Belastungen im Rahmen des EU-Effort-Sharing-Systems.
Grundsätzlich begrüßt die Branche, dass die Wärmethemen in einem separaten Wärmegesetz gebündelt werden sollen. Das unterstreicht laut dem AGFW die Relevanz der Transformation im Wärmesektor. Entscheidend ist nun jedoch, dass der Gesetzgebungsprozess zügig voranschreitet und die angekündigten Reformen schnell in belastbares Recht übersetzt werden.
Kommunale Planung und Technologiewahl
Die Thüga AG fordert eine rasche gesetzliche Konkretisierung. Ihr Vorstandsvorsitzender, Constantin H. Alsheimer, betont, die kommunale Wärmeplanung müsse Richtschnur für weitere Regelungen sein. Alsheimer: „Die Kommunen kennen die Bedürfnisse und Gegebenheiten vor Ort am besten und sollten so weit als möglich selbst gestalten können. Investitionen müssen dabei für alle langfristig planbar sein.“ Eine enge Verzahnung mit Energiewirtschaftsgesetz und Wärmeplanungsgesetz sieht er als notwendig.
Zudem plädiert die Thüga für Technologieneutralität. Das Gesetz solle Ziele definieren, die Umsetzung jedoch den lokalen Akteuren überlassen. Eine Grüngasquote könne ein Instrument sein, sofern sie alle grünen Gase einschließt. Förderentscheidungen sollten sich an den örtlichen Festlegungen orientieren. In Gebieten mit verbindlich geplantem Wärmenetz sieht das Unternehmen eine Priorisierung entsprechender Lösungen vor.
EU-Gebäuderichtlinie als Rahmen
Die Deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz (Deneff) unterstützt das Bekenntnis zur vollständigen Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) im Rahmen des GMG. Aus Sicht der Initiative schaffen die europäischen Vorgaben Planungsgrundlagen für Investitionen. Entscheidend sei nun die zügige Umsetzung im Gesetz und in der Förderpolitik.
Die Deneff verweist auf die Bedeutung der Modernisierung energetisch schlechter Bestandsgebäude sowie auf einen Nullemissionsstandard im Neubau. Positiv bewertet die Initiative die zugesagte Finanzierung der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) bis mindestens 2029.
EnBW-Vorstand: Lieferketten entscheiden über Wirtschaftlichkeit
2. European Energy Supply Chain Summit. Quelle: Susanne Harmsen
VERANSTALTUNG. Rund 250 Entscheider diskutieren am 25. und 26. Februar beim European Energy Supply Chain Summit über stabile Lieferketten für einen bezahlbaren Umbau der Energieinfrastruktur.
Vertreter aus Energiewirtschaft, Industrie, Politik und Finanzwesen kommen am 25. und 26. Februar in Berlin zum European Energy Supply Chain Summit zusammen. Initiatorin und Schirmherrin ist die Energie Baden-Württemberg AG (EnBW). Ziel der Veranstaltung ist der Austausch über Lösungen für belastbare Lieferketten entlang der gesamten energiewirtschaftlichen Wertschöpfung. Hintergrund sind steigende Investitionen in Netze, erneuerbare Anlagen und Infrastruktur für Elektromobilität sowie geopolitische Spannungen und wachsende globale Nachfrage nach zentralen Komponenten. Dadurch geraten Verfügbarkeit, Preise und Lieferzeiten für Transformatoren, Turbinen oder Netzausrüstung jedoch zunehmend unter Druck.
Zum Auftakt der Konferenz betonte EnBW-Finanzvorstand Thomas Kusterer, Lieferketten seien „das Rückgrat für einen bezahlbaren Umbau des Energiesystems“ und entschieden darüber, ob Projekte wirtschaftlich realisiert werden könnten.
EnBW investiert 50 Milliarden Euro bis 2030
EnBW plant nach eigenen Angaben, von 2024 bis 2030 bis zu 50 Milliarden Euro in Netze, erneuerbare Energien, wasserstofffähige Gaskraftwerke und Ladeinfrastruktur zu investieren. Ohne verlässliche Rahmenbedingungen würden höhere Preise und längere Lieferzeiten angesichts der großen globalen Nachfrage nach energiewirtschaftlicher Infrastruktur die Ausbauziele jedoch gefährden.
Entscheidend seien langfristige Partnerschaften, Standardisierung und Planungssicherheit, damit Zulieferer ihre Produktionskapazitäten ausbauen könnten. EnBW plane allein in den kommenden Jahren rund 100 neue Umspannwerke. Modulare Bauweisen könnten dabei Zeit und Kosten reduzieren. Laut EnBW sind aus der Auftaktveranstaltung im vergangenen Jahr bereits erste Kooperationen entstanden.
Politisch forderte der Finanzvorstand stabile und verlässliche Regulierung in Deutschland und Europa. Die im Rahmen des „Industrial Accelerator Act“ diskutierte Einführung eines „Made in Europe“-Labels sei grundsätzlich nachvollziehbar, dürfe aber den Umbau des Energiesystems nicht verteuern oder die Marktvielfalt einschränken. Eine Kennzeichnung sollte im Energiesektor freiwillig bleiben, solange ausreichende Produktionskapazitäten in Europa noch nicht vorhanden seien.
Kusterer sprach sich außerdem für eine Reform des europäischen Vergaberechts aus. Verfahren müssten Investitionen in Netze und erneuerbare Anlagen beschleunigen, statt zusätzliche Hürden zu schaffen. Öffentlich beherrschte Energieunternehmen seien derzeit gegenüber privaten Wettbewerbern benachteiligt. Ein bezahlbarer Infrastrukturausbau setze gleiche Wettbewerbsbedingungen voraus.
Dezentrale Flexibilität statt Großkraftwerk
Im Rahmen des Summits wird unter anderem eine Plattform für einheitliche ESG-Standards (Environmental, Social, Governance) vorgestellt. Sie soll Lieferanten zentral präqualifizieren und Risiken entlang der Lieferketten systematisch bewerten.
Weitere Impulse kamen aus der Beratungsperspektive. Sebastian Muschter, Geschäftsführer des Beratungsunternehmens Adelphi, erklärte, große zentrale Kraftwerksprojekte wie Kernkraft spielten künftig keine Rolle mehr. Sie seien zu langwierig und ihr Strom zu teuer. Elektrifizierung mit erneuerbarem Strom sei der kostengünstigste Weg zu einer emissionsarmen Energieversorgung. Gleichzeitig kritisierte er, dass Batteriespeicher bislang nicht ausreichend in das Energiesystem integriert würden. Deren aktuell explodierender Zubau ohne Subventionen zeige ihre Bedeutung. Was noch fehle, seien Langzeitspeicher, sagte Muschter.
Zudem sieht der Berater strukturelle Hemmnisse im Strommarktdesign. Die einheitliche deutsche Stromgebotszone setze weiterhin Anreize für energieintensive Unternehmen im Süden, obwohl ein großer Teil der erneuerbaren Erzeugung im Norden liege. Der daraus resultierende Netzausbau erhöhe die Systemkosten. Künftig müsse das Preissystem stärker Anreize für flexible Nachfrage setzen, so seine Einschätzung. So müsse der derzeitige Netzkostenrabatt für inflexible Großverbraucher (Bandlast) in einem planbaren Zeitraum wegfallen, empfahl er.
Informationen zum Energy Supply Chain Summit stehen im Internet bereit.
Panel: Netzinvestitionen müssen attraktiv sein
2. European Energy Supply Chain Summit Quelle: Susanne Harmsen
VERANSTALTUNG. Beim 2. Energielieferkettengipfel in Berlin stand die Finanzierung der Energiewende im Fokus. Netzbetreiber unterstützen die Politik für einen langsameren Zubau neuer Erzeugungsanlagen.
Beim 2. European Energy Supply Chain Summit in Berlin stand die europäische Energiewende im geopolitischen Kontext im Blickpunkt. Dazu sprach am 25. Februar Eric Heymann, Senior Economist von Deutsche Bank Research. Die preiswerte Stromerzeugung aus Wind und Sonne sei ein Verdienst europäischer Entwickler und der Anfangsunterstützung der Technologie, sagte er. Jetzt gelte es bei allen Klimaschutzambitionen, weniger mit Subventionen zu arbeiten, die nie langfristig verlässlich seien, sondern stattdessen konsequent auf die CO2-Bepreisung zu setzen.
Dabei sei es aber auch nötig, einen Blick auf den Rest der Welt zu behalten, um nicht die Wettbewerbsfähigkeit zu verlieren. Weder China noch die USA und andere große Volkswirtschaften würden zugunsten des Klimaschutzes auf den eigenen wirtschaftlichen Vorteil verzichten. Für die EU rät Heymann daher: „Die Systemkosten müssen sinken, damit die Energiewende dennoch eine funktionierende Volkswirtschaft hinterlässt und die Industrie nicht abwandert“.
Systemkosten senken
Wie diese Systemkosten sinken können und die notwendigen Investitionen zu finanzieren sind, diskutierte ein Panel. Thomas Kusterer, CFO der EnBW, warnte vor Fehlinvestitionen. „Die Energiewende muss bezahlbar sein, sonst bekommt sie keine Akzeptanz mehr“, sagte er. Eine Systemstudie der EnBW sehe 700 Milliarden Euro Kosten weniger bis 2045. Eine Möglichkeit wäre, Netze und erneuerbare Erzeugung besser abgestimmt auszubauen mit Rücksicht auf den langsamer steigenden Strombedarf, als in der Vergangenheit prognostiziert. Dies unterstützte Christoph Müller, CEO des Übertragungsnetzbetreibers Amprion.
Zudem kritisierte Müller Fehler der Vergangenheit. Der verschleppte Netzausbau durch den Umstieg auf Erdkabel und zu langsame Genehmigungen führten heute zu Redispatchkosten in Milliardenhöhe, die die Volkswirtschaft und den Strompreis belasten. Dies hätte vermieden werden können und müsse im weiteren Umbau des Energiesystems vermieden werden. „Es ist wichtig, das System jetzt im Gleichklang von Erzeugung, Transport und Speichern auszubauen“, appellierte er.
Netzausbau besser anpassen
Darum sei der politische Kurs aktuell richtig, sich an den nicht so stark steigenden Stromverbrauch anzupassen. „In den vergangenen Jahren sank der Strombedarf im Schnitt um ein Prozent pro Jahr und stieg nicht an, wie prognostiziert“, sagte Müller. Er lobte die Ampelregierung, die es geschafft hatte, die Genehmigungsverfahren für den Netzausbau auf zehn Jahre zu halbieren. Noch besser wäre es, wenn es nur fünf Jahre würden, weil dann weniger unsichere Prognosen und mehr tatsächliche Entwicklung die Basis für den Netzausbau wären. Damit sei es möglich, effizienter auszubauen, was wirklich notwendig sei.
Während sein Unternehmen große Fonds überzeugen konnten, in den Netzausbau zu investieren, benötigten vor allem die kleineren Netzbetreiber dringend eine höhere Eigenkapitalverzinsung, um ihren Ausbau zu stemmen, appellierte Müller. Es gebe viel lukrativere Investments auf dem Markt, die Netzbetreiber müssten deshalb attraktiver werden.
Andreas Nauen, Operating Partner bei Sandbrook Capital, betonte: „Kapital braucht Klarheit“. Wenn man wie sein Unternehmen 400 Millionen investiert, beispielsweise in den Bau eines Installationsschiffes für Windkraftanlagen oder einen Kabelleger, müsse klar sein, dass diese Schiffe gut ausgelastet werden und ihr Geld zurückverdienen können. Häufig wechselnde Vorgaben der Politik dagegen führten zu Abwarten oder dem Rückzug aus Investitionsfeldern.
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| Podiumsdiskussion mit (v.li.): Moderator, Andreas Nauen (Sandbrook Capital), Christoph Müller (CEO Amprion) und Thomas Kusterer (CFO EnBW) Quelle: Berlin Institute |
Sammelklage gegen Fernwärme-Preise findet Zulauf
Quelle: VZ NRW
RECHT. Die Zahl der Unzufriedenen, die sich gegen die Fernwärme-Preise der Stadtwerke Neubrandenburg zur Wehr setzen, wächst. Einer Sammelklage sind inzwischen über 300 Menschen beigetreten.
Innerhalb eines Monats haben einge Hundert Menschen schriftlich ihre Unzufriedenheit mit den Stadtwerken Neubrandenburg hinterlassen. Sie sind einer Sammelklage beigetreten, die der Verbraucherzentrale Bundesverband (VZBV) angestrengt hatte (wir berichteten). Gegen eine Änderungsklausel, die zu höheren Fernwärme-Preisen geführt hat, klagen inzwischen 335 Kundinnen und Kunden des Versorgers aus Mecklenburg-Vorpommern. Diese Zahl nannte eine Sprecherin des zuständigen Bundesamts für Justiz am 24. Februar auf Anfrage dieser Redaktion. Seit dem 22. Januar ist das Klageregister geöffnet. Der Sammelklage können Betroffene sich bis maximal drei Wochen nach dem Termin der mündlichen Verhandlung anschließen. Diese findet vor dem Oberlandesgericht Rostock statt, ein Termin steht noch nicht fest.
Die Verbraucherschutzorganisation hält die Anpassungsformel, aus der der Versorger ab 2022 seine höheren Preise ableitete, für gesetzeswidrig. Die Neubrandenburger Stadtwerke sehen den Fall naturgemäß ganz anders. Ihre Preisanpassungsformel basiere auf klaren gesetzlichen Vorgaben insbesondere der Fernwärme-Versorgungsverordnung (AVBFernwärmeV) und gelte „seit vielen Jahren“, heißt es in einer Stellungnahme weiter.
Die Stadtwerke argumentieren vor dem Hintergrund der explodierten Energiepreise, ausgelöst durch den Krieg gegen die Ukraine. Ihre höheren Tarife seien verzögert eingetreten und durch den Wegfall der staatlichen Preisbremsen „für unsere Kundinnen und Kunden stärker spürbar“ gewesen. Mit verzögerter Weitergabe von höheren Beschaffungspreisen erklären viele Versorger Preisanstiege. Dies liegt am periodischen und langfristigen Einkauf.
Berater hat Preisformel auf Rechtmäßigkeit geprüft
So hebt auch Neubrandenburg darauf ab, dass die Fernwärme-Preise bis einschließlich 2022 „teilweise unter dem Niveau vergleichbarer Fernwärmeversorger“ gelegen hätten. Inzwischen sinke das Preisniveau wieder. Gleichwohl hätten die Stadtwerke sowohl 2022 als auch 2023 einen externen Berater herangezogen. Er habe die Preisformel auf Rechtmäßigkeit und Wirksamkeit geprüft und dabei mögliche Alternativen ins Auge gefasst. Im Ergebnis habe sich gezeigt, dass „die angewandte Preisgleitklausel die Kostenstrukturen zutreffend und nachvollziehbar abbildet“.
Eine Änderung der Formel haben die Stadtwerke seinerzeit ausgeschlossen, weil sie „erhebliche rechtliche Risiken bedeutet“ hätte. Denn ein Eingreifen wäre, heißt es vom Versorger, nur bei rechtlicher Unwirksamkeit möglich gewesen. Diese lag nach Einschätzung des Beraters nicht vor.
Diese Argumentation hält der VZBV für nicht zutreffend. Er unterstellt dem Versorger durch die Preiserhebungen und dadurch eingenommenen Gelder eine ungerechtfertigte Bereicherung. Die Kundschaft solle die vermeintlich zu viel gezählten Beträge entsprechend zurückerhalten.
Wer sich der Sammelklage anschließt, kann bei der Eingabe seiner Daten auch die Höhe der Forderungen angeben. Das täten aber nicht alle Klagenden, so die Sprecherin des Bundesamts für Justiz. Bei der letztmals durchgeführten Berechnung am 12. Februar kam die Behörde auf eine durchschnittliche Forderung von gut 2.700 Euro je Partei.
Die Zahl von 335 Klagen entspricht aktuell etwas mehr als einem Prozent aller Fernwärme-Kunden der Neubrandenburger Stadtwerke. Sie beliefern rund 27.500 Haushalte mit Fernwärme, so die Angabe des VZBV.
Quelle: E&M / Jonas Rosenberger
Lademarkt Deutschland wird reifer
ELEKTROFAHRZEUGE. Der Ladeinfrastruktur- und Abrechnungsdienstleister Elvah hat seinen Charging Market Report für das zweite Halbjahr 2025 veröffentlicht. Er zeigt eine zunehmende Dynamik in Deutschland.
Mit seiner Analyse der Lademärkte blickt der Infrastruktur- und Abrechnungsdienstleister Elvah mit Sitz in Essen über die deutschen Grenzen hinaus. Auch die aktuelle Situation in Österreich, Belgien, den Niederlanden und Luxemburg ist Gegenstand der Untersuchung.
Als Highlights heben die Autoren folgende Punkte hervor:
- Die Zahl der Ladevorgänge in Deutschland stieg gegenüber dem ersten Halbjahr 2025 um rund 24 Prozent
- HPC-Ladepunkte in Deutschland verzeichneten im Durchschnitt rund 92 Ladevorgänge pro Monat
- EnBW blieb in 14 von 16 deutschen Bundesländern Marktführer im HPC-Segment
- Die Niederlande belegten beim Pro-Kopf-Aufkommen an Ladevorgängen mit 1,39 den ersten Platz
- Die durchschnittliche Auslastung stieg im zweiten Halbjahr 2025 in allen fünf Märkten deutlich an
Wöchentlich knapp 1,7 Millionen Ladevorgänge
Auch unterjährig zeigt sich die Dynamik: Das wöchentliche Ladeaufkommen ist von 983.000 Sessions Ende Juni auf rund 1,67 Millionen Ladevorgänge zum Jahresende gestiegen. Getragen wird die Entwicklung vom wachsenden E-Fahrzeugbestand sowie vom weiteren Infrastrukturausbau. Besonders das Schnellladen gewinnt an Bedeutung: ultraschnelles Laden (HPC – High Power Charging) und AC-Ladevorgänge vereinen zusammen über 92 Prozent aller Ladevorgänge auf sich (HPC: 48 Prozent, AC: 44 Prozent), während das DC-Laden 8 Prozent ausmacht.
Die qualitative Marktentwicklung lässt sich durch Auslastungskennzahlen verdeutlichen. HPC-Ladepunkte erreichen im zweiten Halbjahr durchschnittlich 92 Ladevorgänge pro Monat. Die durchschnittliche HPC-Auslastung steigt im Jahresverlauf von 7,10 auf 9,44 Prozent. AC-Ladepunkte kommen im Schnitt auf 17,4 Ladevorgänge pro Monat. Damit wachse die Nutzung erstmals messbar schneller als die Infrastruktur – ein Hinweis auf steigende Wirtschaftlichkeitspotenziale im Geschäft der Ladepunktbetreiber.
Regional bleibt Nordrhein-Westfalen mit 7,14 Millionen Ladevorgängen größter Einzelmarkt, gefolgt von Bayern (6,80 Millionen) und Baden-Württemberg (5,56 Millionen). Bei einer Pro-Kopf-Betrachtung steht Hamburg mit 0,67 Ladevorgängen je Einwohner an erster Stelle, während der Bundesdurchschnitt im zweiten Halbjahr bei 0,39 lag. Diese Spreizung verweist den Autoren zufolge auf unterschiedliche Urbanisierungsgrade, Flottenanteile und private Lademöglichkeiten.
Der Infrastrukturausbau setzt sich fort, bleibt aber differenziert. AC-Ladepunkte stellen weiterhin das Rückgrat der öffentlichen Infrastruktur, während der Bereich der Schnelllader mit einem Zuwachs von 18,8 Prozent bei den aktiven Ladepunkten das stärkste prozentuale Wachstum verzeichnet. In kleineren Bundesländern fallen die relativen Wachstumsraten teils besonders hoch aus, was auf Nachholeffekte hindeutet.
Im Wettbewerb zeigen sich die Strukturen je nach Segment unterschiedlich. Im HPC-Segment bleibt EnBW klarer Marktführer und liegt in 14 von 16 Bundesländern an der Spitze. Bundesweit erzielt EnBW im HPC-Bereich einen Marktanteil von 30,66 Prozent. Aral Pulse (11,09 Prozent) und Ionity (10,83 Prozent) folgen mit deutlichem Abstand. Im AC-Segment bleibt der Markt fragmentierter. Hier führen Aggregatoren und kommunale Versorger. Vaylens erreicht 6,53 Prozent Marktanteil und liegt damit vor den Hamburger Energiewerken (3,82 Prozent) und dem Ladeverbund+ (3,42 Prozent).
International zeigt sich, dass Deutschland bei der Nutzung noch Potenzial hat. Die durchschnittliche HPC-Auslastung ist zwar auf 9,4 Prozent gestiegen, bleibt damit aber unter dem Niveau besonders reifer Märkte. Die Niederlande verzeichnen 25,39 Millionen Ladevorgänge im zweiten Halbjahr und 507,4 Millionen kWh geladene Energie. Die Pro-Kopf-Nutzung liegt dort bei 1,39. Belgien steigert die Pro-Kopf-Nutzung auf 1,05 und wächst um 58 Prozent gegenüber dem Vorhalbjahr.
Insgesamt markiert das zweite Halbjahr 2025 für Deutschland den Übergang vom primär mengengetriebenen Ausbau hin zu einer stärker auslastungs- und effizienzorientierten Marktphase. Für Energieversorger und Ladenetzbetreiber rücken damit Standortqualität, operative Exzellenz und Preissetzungsstrategien stärker in den Mittelpunkt der Wertschöpfung.
Der Charging Market Report kann über die Internetseite von Elvah bestellt werden.
Breitband-Markt: Netzagentur erkennt „wirksamen Wettbewerb“
Quelle: Shutterstock / nitpicker
REGULIERUNG. Die Bundesnetzagentur hält eine Regulierung des Breitband-Marktes in vier Städten nicht mehr für erforderlich. Die Telekom habe dort nur noch niedrige Marktanteile, heißt es.
Wie steht es um den Regulierungsbedarf am Breitband-Markt? Wie viel Marktmacht hat der Ex-Monopolist Deutsche Telekom? Wird die Definition der Märkte den Gegebenheiten gerecht? Diesen Fragen geht die Bundesnetzagentur von Zeit zu Zeit nach. Turnusgemäß hat die Behörde jetzt ein neues Eckpunktepapier zur „Marktanalyse des Breitband-Massenmarktes“ veröffentlicht. Erstmals sieht sie einen „wirksamen Wettbewerb in vier Städten“. Ihre Methodik allerdings stößt auf Kritik.
„Wir sehen erstmals keinen bundesweiten Breitband-Massenmarkt mehr, sondern räumlich abgegrenzte Teilmärkte, was wir vor allem auf den beschleunigten Glasfaserausbau zurückführen“, kommentiert Präsident der Bundesnetzagentur, Klaus Müller, das 11-seitige Eckpunkte-Papier aus seinem Haus.
In München, Köln, Ingolstadt und Wolfsburg bestehe nach „vorläufigen Erkenntnissen zukünftig kein Bedarf an Vorab-Regulierung mehr“, so der Behörden-Chef. „Wo ein wirksamer Wettbewerb fehlt, wird die Bundesnetzagentur diese Teilmärkte auch weiterhin regulieren.“
Breko: Aggressive Re-Monopolisierungsstrategie
Der frühere Monopolist Deutsche Telekom verfüge in den vier Städten mittlerweile nur noch über niedrige Marktanteile, schreibt der Regulierer. Zudem seien München, Köln, Ingolstadt und Wolfsburg in hohem Maße von Kabel- und Glasfasernetzen abgedeckt, sodass die Verbraucherinnen und Verbraucher meistens zwischen drei verschiedenen Zugangsnetzen wählen könnten.
Nach Wahrnehmung des Bundesverbands Breitbandkommunikation (Breko) kommt das Signal aus Bonn zu einem völlig falschen Zeitpunkt. „In einer Phase, in der die Telekom so aggressiv auftritt wie nie zuvor, würde eine Deregulierung die Marktmacht des Ex-Monopolisten weiter stärken, Investitionssicherheit gefährden und den Glasfaserausbau spürbar ausbremsen“, erklärt Breko-Hauptstadtbüroleiter Sven Knapp in einer Mitteilung.
Knapp spricht von einer Re-Monopolisierungsstrategie der Telekom. Als Markthebel nennt der einen „gezielten Doppelausbau, die Verweigerung des Einkaufs von Bitstrom-Vorleistungen, Faser-Mietmodelle und das Commitment-Modell, mit dem große Nachfrager langfristig gebunden werden“.
Symmetrische Regulierung
Die Methodik der Marktanalyse des Regulierers hält er für fragwürdig: „Zwei alternative Netze mit jeweils 60 Prozent Abdeckung bedeuten noch keinen funktionierenden Wettbewerb. Dafür bräuchte es belastbare Marktanteile im Endkunden- und vor allem im Vorleistungsmarkt“, moniert Knapp. Statt bestehende Regulierung abzuschaffen oder neue symmetrische einzuführen, müssten strukturelle Wettbewerbsprobleme gelöst werden. „Das Problem ist nicht falsche oder fehlende Regulierung, sondern ihre konsequente Durchsetzung.“
Eine sogenannte symmetrische Regulierung kann sich die Bundesnetzagentur etwa im Kreis Segeberg, Schleswig-Holstein vorstellen. Nach diesem Modell können bestimmte Verpflichtungen unabhängig von einer Marktbeherrschung für alle Netzbetreiber gelten. In Segeberg hat die Telekom auch nur noch einen relativ niedrigen Marktanteil. Die Glasfaser- und Kabelnetze der alternativen Anbieter beschränken sich laut Bundesnetzagentur jedoch überwiegend auf kleine Gebiete. Zudem reiche der Infrastrukturwettbewerb nicht aus, um auf „Ex-ante- Regulierung“ verzichten zu können, wie es heißt. Der Kreis kommt daher in besonderem Maße für die sogenannte symmetrische Regulierung in Betracht.
In den übrigen Städten und Landkreisen erkennt die Behörde keinen wirksamen Wettbewerb. Die Telekom habe dort nach wie vor eine marktmächtige Stellung. Dieser Teilmarkt sei weiterhin regulierungsbedürftig. Das marktbeherrschende Unternehmen bleibe verpflichtet, sein Netz für andere Anbieter zu öffnen.
Das Eckpunktepapier zur Marktanalyse des Breitband-Massenmarktes steht als Download zur Verfügung. Die Eckpunkte werden am 16. März 2026 in einem öffentlichen Termin vorgestellt und diskutiert.
Bundesregierung fördert Elektrobusse
Quelle: Fotolia / scharfsinn86
ELEKTROFAHRZEUGE. Verkehrsunternehmen erhalten von der Bundesregierung 417 Millionen Euro für die Anschaffung von E-Bussen. Noch im Frühjahr soll es einen weiteren Förderaufruf geben.
Geld vom Staat für die Beschaffung von 1.887 Elektrobussen: Bundesverkehrsminister Patrick Schnieder (CDU) hat auf der Fachkonferenz „klimafreundliche Busse“ in Berlin die Urkunden aus dem aktuellen Förderaufruf überreicht. Insgesamt 417 Millionen Euro erhalten 151 Verkehrsbetriebe aus ganz Deutschland für Busse mit alternativem Antrieb im Personenverkehr, teilt das Ministerium mit.
„Mehr als 2.200 durch uns geförderte Elektrobusse sind bereits im Einsatz. Dadurch werden insgesamt bereits mehr als 130.000 Tonnen an CO2 im Vergleich zu Dieselbussen eingespart. Weitere rund 1.900 E-Busse kommen jetzt hinzu“, wird Schnieder zitiert. Insgesamt habe man diese Transformation seit 2021 mit rund 1,5 Milliarden Euro begleitet. Über die bestehende Förderrichtlinie seien 334 Unternehmen in 400 Projekten über 6 Förderaufrufe unterstützt worden, heißt es aus dem Ministerium. Das Geld floss nicht nur die Fahrzeugbeschaffung, sondern auch in Machbarkeitsstudien. Schnieders Haus bilanziert rund 5.300 Fahrzeuge, einschließlich Lade-, Tank- und Wartungsinfrastruktur sowie knapp 100 Studien
Minister: Neue Förderrichtlinie und 500 Millionen Euro
Der Verkehrsminister kündigte auf der Fachmesse noch für dieses Frühjahr eine neue Förderrichtlinie und einen weiteren Förderaufruf an. „Dafür stellen wir für 2026 bis zu 500 Millionen Euro bereit“, so Schnieder.
Als förderfähig sieht das Ministerium insbesondere batterieelektrische Busse sowie Busse mit Brennstoffzellentechnologie an. Teile der Mittel würden im Rahmen des Deutschen Aufbau- und Resilienzplans (DARP) über die europäische Aufbau- und Resilienzfazilität (ARF) kofinanziert.
Laut „E-Bus-Radar“ der Beratungsgesellschaft Pricewaterhouse Coopers (PwC) waren Ende des Jahres 2024 knapp 3.400 emissionsfreie angetriebene Busse in Deutschland unterwegs. Den Anteil an der deutschen Stadtbusflotte bezifferte das Unternehmen auf rund 10 Prozent. PwC schätze damals, dass bis Ende 2025 rund 7.400 Busse mit E-Antrieb im Linienverkehr unterwegs sind.
Das Bundesverkehrsministerium hat eine Liste mit den Verkehrsunternehmen veröffentlicht, die jetzt eine Förderzusage erhalten haben.
Quelle: Fotolia / Detlef
Erdsonden für kalte Nahwärme in Münster
WÄRME. Die Stadtwerke Münster erschließen in einem Neubaugebiet Erdwärme aus 250 Metern Tiefe. Rund 8,5 Millionen Euro investiert das Unternehmen in die Wärmeversorgung von 500 Wohneinheiten.
Das Erdreich im Südosten Münsters als Quelle für kalte Nahwärme: Die Stadtwerke bohren im Neubaugebiet Albachten-Ost. Aus rund 250 Metern Tiefe will das kommunale Unternehmen thermische Energie gewinnen. Bis zu 102 Erdsonden in fünf Sondenfeldern sollen Wärme aufnehmen und in ein Nahwärmenetz einspeisen. Derzeit werden die Erdsondenfelder angelegt, teilen die Stadtwerke mit.
Die oberflächennahe Geothermie soll ein Baustein für die Versorgung des Neubaugebiets sein. Dort sind 500 Wohneinheiten vorgesehen. Das Investitionsvolumen für die klimaneutrale Wärmeversorgung beziffern die Stadtwerke auf rund 8,5 Millionen Euro. Vierzig Prozent der Investitionssumme würden über die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) finanziert, heißt es.
„Mit der kalten Nahwärme in Albachten-Ost zeigen wir, dass die Wärmewende technologisch vielfältig ist und ein Innovationsmotor ist“, sagt Stadtwerke-Geschäftsführer Sebastian Jurczy. Die Stadtwerke kümmerten sich um alles rund um den Betrieb und die Technik, erläutert er. „Ein solches System rechnet sich aber nur, wenn alle mitmachen“. Daher gelte eine auf 20 Jahre angelegte Abnahmeverpflichtung für die späteren Eigentümer. Individuelle Heizlösungen seien nicht zulässig, mit Ausnahme von Kamin- oder Kachelöfen.
Im Sommer zur Kühlung
Zum Einsatz kommen sollen „besonders effiziente Sole-/Wasser-Wärmepumpen“. Diese Pumpen heben die Temperatur so weit an, dass sie Wohnräume heizen und Wasser wärmen können. Im Sommer könne das System zur Kühlung eingesetzt werden und die Innentemperaturen um einige Grad Celsius senken.
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| Rund 10 Meter ragt der Bohrturm in die Höhe: Für das kalte Nahwärmenetz in Albachten-Ost bohren die Stadtwerke Münster in rund 250 Metern nach Erdwärme Foto: Baugrund Süd |
Die ersten Kilowattstunden der kalten Nahwärme in Albachten sollen in die neu errichtete Grundschule fließen. Nach Fertigstellung im Sommer werde das Schulgebäude als erstes angeschlossen. Die Rohrleitungen, über die die Wärme ins Haus kommt, lägen schon bereit. Ein weiteres kaltes Nahwärmenetz wollen die Stadtwerke im Neubaugebiet Handorf-Kirschgarten errichten.
Positionspapier fordert Grid-Forming Readiness im Verteilnetz
Quelle: Fotolia / malp
STUDIE. Regionale Inselnetzfähigkeit und Netz-Resilienz werden immer wichtiger. Ein Fraunhofer-Positionspapier weist großen Batteriespeichern in der Mittelspannung dabei eine Schlüsselrolle zu.
Ein Positionspapier mit dem Titel „Grid-Forming Readiness im Verteilnetz“ des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE skizziert „Grid-Forming Readiness“ als neue Kategorie im Verteilnetz. Im Fokus stehen mittelspannungsseitige Batteriespeicher und ihre Rolle für Inselnetzbetrieb und Wiederaufbau.
Im Zentrum des Papiers steht die Einführung des Begriffes „Grid-Forming Readiness“. Dieser beschreibt die vorausschauende Vorhaltung netzbildender Fähigkeiten, ohne deren unmittelbare Aktivierung oder Betriebspflicht festzulegen, teilte das IEE dazu am 25. Februar mit. Damit reagiere der Ansatz auf eine regulatorische Lücke zwischen heutigem Betriebsrahmen und künftigen Anforderungen an Systemverantwortung.
Lücke zwischen Betrieb und Systemverantwortung
Das Papier analysiert bestehende Kategorien wie „grid-following“ und „grid-forming“ und verweist auf deren begrenzte Abbildung zukünftiger Anforderungen. Während grid-following-Anlagen auf vorhandene Netzsignale reagieren, übernehmen grid-forming-Systeme aktive Führungsfunktionen. Für eine vorausschauende Auslegung von Infrastruktur existiert laut den Autoren bislang keine eigenständige Kategorie.
Grid-Forming Readiness soll diese Lücke schließen. Der Ansatz trennt technische Vorhaltung von tatsächlicher Aktivierung. Anlagen können demnach konstruktiv und regelungstechnisch so ausgelegt werden, dass sie bei Bedarf netzbildende Aufgaben übernehmen, ohne diese im Normalbetrieb dauerhaft bereitstellen zu müssen. Das Positionspapier schlägt dafür ein zweistufiges Klassenmodell sowie standardisierte Prüfprozeduren vor.
In einer ersten Umsetzungsphase rückt das Papier große Batteriespeicher mit Anschluss an Mittelspannungsnetze in den Fokus. Diese Anlagen verfügen demnach über passende Schnittstellen, geeignete Kommunikationsanbindungen und eine hohe lokale Systemwirkung. Die Autoren sehen hier einen handhabbaren Einstiegspunkt für Regulierung und Standardisierung. Eine spätere Ausweitung auf weitere Technologien und Netzebenen bleibt möglich, soll jedoch auf praktischen Erfahrungen basieren. Ziel ist es, Anforderungen frühzeitig in technische Anschlussregeln und Planungsprozesse zu integrieren.
Konkrete Schritte für Normung und Regulierung
Das Positionspapier benennt mehrere Arbeitsschritte. Dazu zählt die Priorisierung relevanter Use Cases wie Inselnetzbetrieb, Schwarzstart, Unterstützung schwacher Netze, Bereitstellung von Momentanreserve und Energiereserven für Krisensituationen. Diese Anwendungsfälle sollen als Grundlage für technische Anforderungen dienen.
Zudem schlagen die Autoren standardisierte Funktionsklassen vor. Anlagen sollen ihre Fähigkeiten über definierte Prüfverfahren nachweisen. Die präzise Definition von Grid-Forming Readiness sowie die Verankerung in Normen und Anwendungsregeln, etwa im Umfeld von VDE und FNN, sollen weitere Bausteine bilden. Erst danach soll die Implementierung in das regulatorische Regelwerk folgen.
Neben technischen Fragen adressiert das Positionspapier auch Rollen und Interessen von Netzbetreibern, Anlagenbetreibern, Herstellern, Regulierung und Politik. Diskutiert werden Fragen der Kostenzuordnung, Anreizgestaltung und Finanzierungsmodelle. Grid-Forming Readiness versteht sich als strukturierter Rahmen, um die Handlungsfähigkeit des Verteilnetzes unter veränderten physikalischen Bedingungen langfristig zu sichern.
Das Positionspapier „Grid-Forming Readiness im Verteilnetz“ des IEE steht auf der Webseite als PDF zur Verfügung.
Die Energiewende braucht neues Denken
Quelle: E&M
E&M-PODCAST. Aus seiner Praxiserfahrung bei den Stadtwerken Flensburg weiß Claus Hartmann, dass neue Technik sich erst durchsetzt, wenn die Menschen ihr vertrauen. Im Interview verrät er Wege dazu
Der Professor für nachhaltige Energiesysteme an der Hochschule Flensburg berichtet aus seinen reichen Praxiserfahrungen, wo die Energiewende noch stottert. Mit seinen Studierenden setzt er auf Besuche vor Ort, statt Vorlesungen im Hörsaal. Claus Hartmann plädiert vor allem für den Einsatz von Strom, da der am nachhaltigsten erzeugbar ist.
Er versucht auch als Berater und Coach für Stadtwerke, Menschen von der Energiewende begeistern. Die Technik ist größtenteils entwickelt, es komme nun darauf an, sie zu einem funktionierenden System zu verknüpfen. Das versucht der nebenberufliche Landwirt auch auf seinem Hof in Rendsburg, wo die Solaranlage mit Speicher und Elektroauto abgestimmt läuft, leider nur bis zum nächsten Softwareupdate.
Gesprächspartner:
- Claus Hartmann, Professor für nachhaltige Energiesysteme an der Hochschule Flensburg
Warum Energiefunk?
Vierzehntäglich mittwochs bringt eine neue Folge des Energiefunks Fakten, Meinungen und Skurriles aus der Energiewelt. Neben dem Bericht steht die persönliche Meinung, der Aufruf, Ausbruch oder die plötzliche Einsicht der Energieakteure im Mittelpunkt. Dazu gehören Kurzinterviews aus Politik, Verbänden, Unternehmen oder Wissenschaft, Schlagzeilen der Woche, Trends, Entwicklungen, Prognosen zu aktuellen Prozessen in der Energiewelt und natürlich Meldungen aus der digitalen Welt. Auch das Kurzporträt eines Unternehmens oder innovativen Projekts wird aus aktuellem Anlass gezeichnet.
Wir nehmen die Macher der Energiewelt beim Wort. Ganz gleich, ob Erfolgsmeldung oder Rückzugsgefecht, bei uns stehen Politiker, Unternehmer oder Forscher Rede und Antwort. Zündende Idee oder Schlag in Wasser? Entscheiden Sie selbst beim Zuhören. Oder schicken Sie uns Ihre Meinung zum Thema, reden Sie mit.
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Deutsche Holzpelletproduktion wächst
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Die Statistik zeigt die Entwicklung der bedarfsabhängigen Pelletproduktion in Deutschland in den Jahren 2005 bis 2024 und einer Prognose für 2025 (*). Im Jahr 2024 wurden in Deutschland rund 3,7 Millionen Tonnen Holzpellets produziert, während der Inlandsbedarf bei rund 3,45 Millionen Tonnen Holzpellets lag. Die Zahlen stammen vom Deutschen Pelletinstitut (DEPI).
Quelle: Eon
Eon erreicht seine Ziele
BILANZ. Der Eon-Konzern hat das Geschäftsjahr 2025 erfolgreich abgeschlossen. Der Umsatz ging leicht zurück, der Gewinn stieg. Die Investitionen werden nochmals erhöht.
„Vollumfänglich“ habe der Eon-Konzern seine Ziele für das abgelaufene Geschäftsjahr 2025 erreicht. Das teilte das Unternehmen bei der Vorlage seiner Bilanz am 25. Februar mit. Oder wie der Eon-Vorstandsvorsitzende Leonhard Birnbaum es formulierte: „Eon hat 2025 operativ auf ganzer Linie geliefert.“
In Zahlen ausgedrückt heißt das: Der Eon-Konzern hat 2025 einen rückläufigen Umsatz von 78,71 Milliarden Euro erwirtschaftet, nach 80,12 Milliarden Euro im Jahr 2024. Beim bereinigten Gewinn vor Steuern, Zinsen und Abschreibung (Ebitda) erreichte der Essener Energieversorger 2025 einen Wert von 9,8 Milliarden Euro nach 9,0 Milliarden Euro im Vorjahr. Der bereinigte Konzernüberschuss belief sich 2025 auf 3,0 Milliarden Euro nach 2,9 Milliarden Euro im Jahr zuvor.
Eon ist Deutschlands größter Stromverteilnetzbetreiber. Dem Unternehmen gehört rund ein Drittel des Stromnetzes unterhalb des Übertragungsnetzes. Eon ist zudem Deutschlands größter Versorger mit rund zwölf Millionen Strom- und zwei Millionen Gaskunden. Wichtige Auslandsmärkte befinden sich in Skandinavien und Osteuropa sowie im Vereinigten Königreich.
Der Eon-Vorstand führt das Unternehmen über drei Bereiche: „Energy Networks“ als reguliertes Netzgeschäft, „Energy Retail“ als Energievertrieb mit Produkten und Kundenlösungen sowie „Energy Infrastructure Solutions“ als Anbieter von Lösungen für Industrie, zum Beispiel Rechenzentren, und Kommunen, häufig im Bereich Wärmelösungen.
Im Netzbereich, dem Geschäftsfeld Energy Networks, stieg das bereinigte Ebitda um 12 Prozent auf 7,7 Milliarden Euro nach 6,9 Milliarden Euro im Vorjahr. Parallel dazu erhöhte Eon die Investitionen um 20 Prozent auf 7,0 Milliarden Euro. Die Mittel flossen vor allem in Neuanschlüsse und die Modernisierung der Netzinfrastruktur. Unterstützt wurde die Ergebnisentwicklung durch höhere Durchleitungsmengen im deutschen Markt sowie in Südosteuropa.
Gesetzliche Smart-Meter-Quote übererfüllt
Wie das Unternehmen weiter mitteilt, sind inzwischen rund zwei Millionen Anlagen für erneuerbare Energien an das deutsche Eon-Netz angeschlossen. Die installierte Leistung liegt bei rund 110.000 MW. Gleichzeitig lag die Smart-Meter-Quote zum Jahresende 2025 bei 30 Prozent und damit über der gesetzlichen Vorgabe von 20 Prozent.
Der Vertrieb, das Geschäftsfeld Energy Retail, erzielte 2025 ein bereinigtes Ebitda von 1,7 Milliarden Euro nach 1,8 Milliarden Euro im Vorjahr. Der Rückgang um 6 Prozent ist vor allem auf Portfolioeffekte in Großbritannien zurückzuführen. Dort stieg der Anteil „von Kunden mit Festpreisverträgen“. In Deutschland entwickelte sich das Ergebnis leicht positiv, unter anderem aufgrund von Preiseffekten. Belastend wirkten zusätzliche Aufwendungen für Digitalisierung und Kundenmanagement.
Im Geschäftsfeld Energy Infrastructure Solutions erhöhte sich das bereinigte Ebitda um 5 Prozent auf rund 590 Millionen Euro nach rund 560 Millionen Euro im Jahr 2024. Treiber waren eine höhere Anlagenverfügbarkeit in Skandinavien und Großbritannien sowie „witterungsbedingt höhere Volumina im deutschen Wärmegeschäft“.
„Unser Geschäftsmodell hat sich in einem volatilen Umfeld erneut als robust und für unsere Aktionäre als attraktiv erwiesen“, sagte CEO Birnbaum. „Diese Dynamik ist kein Selbstläufer, sondern das Ergebnis klarer Prioritäten.“
Für 2026 erwartet Eon im Netzgeschäft ein bereinigtes Ebitda zwischen 7,2 und 7,4 Milliarden Euro. Im Vertrieb soll das Ergebnis zwischen 1,6 und 1,8 Milliarden Euro liegen. Für Energy Infrastructure Solutions wird ein Anstieg auf 600 bis 750 Millionen Euro prognostiziert.
Eon weitet nach eigenen Angaben sein Investitionsprogramm für die nächsten Jahre erneut aus. Für den Zeitraum 2026 bis 2030 plant das Unternehmen insgesamt 48 Milliarden Euro. Zuvor waren für 2024 bis 2028 noch 43 Milliarden Euro vorgesehen. Mittelfristig soll das bereinigte Konzern-Ebitda bis 2030 auf rund 13 Milliarden Euro steigen, der bereinigte Konzernüberschuss auf rund 3,8 Milliarden Euro.
Geschäftszahlen von Eon (in Milliarden Euro)
| 2025 | 2024 | |
| Umsatz | 78,71 | 80,12 |
| Bereinigtes Ebitda | 9,8 | 9,0 |
| Konzernüberschuss | 3,0 | 2,9 |
| Investitionen | 8,5 | 6,3 |
Neuer Geschäftsführer bei Eins Energie in Sachsen
Quelle: Shutterstock / Jirsak
PERSONALIE. Die „eins energie in sachsen GmbH & Co. KG“ (Eins) hat einen neuen kaufmännischen Geschäftsführer.
Alexander Teichert wird neuer Geschäftsführer beim Chemnitzer Energieversorger Eins. Das teilte der mehrheitlich kommunale Versorger mit. Er führt dann zusammen mit dem Vorsitzenden der Geschäftsführung, Roland Warner, das Unternehmen.
Teichert folgt auf Martin Ridder, der nach sechs Jahren als kaufmännischer Geschäftsführer Ende 2025 auf eigenen Wunsch aus dem Unternehmen ausgeschieden ist. Der 40-Jährige wird seine Tätigkeit bei Eins am 1. September 2026 aufnehmen.
Der Diplom-Wirtschaftsingenieur ist derzeit Geschäftsbereichsleiter Energiehandel bei der Stadtwerke Leipzig GmbH. Dort verantwortet er unter anderem die Bewirtschaftung der Erzeugungsanlagen, die Energiebeschaffung, das Pricing sowie die Produktentwicklung.
Mit dem Wechsel kehrt Teichert zu einem früheren Arbeitgeber zurück. Vor seiner aktuellen Funktion in Leipzig war er bereits bei Eins als Handelsdispatcher tätig. Anschließend wurde er zum Bereichsleiter bei der Syneco Trading GmbH mit Standorten in Chemnitz und München berufen.
Eins beliefert nach eigenen Angaben rund 400.000 Haushalts- und Gewerbekunden mit Erdgas, Strom, Wärme sowie Wasser und Internet. Gesellschafter sind die Stadt Chemnitz, Kommunen aus dem Umland von Chemnitz und die Thüga aus München.
Vertragsverlängerung in Greven
Stadtwerke-Geschäftsführerin Andrea Lüke mit Stadtkämmerer Matthias Bücker (links) und Bürgermeister Dietrich Aden. Quelle: Stadt Greven
PERSONALIE. Der Vertrag von Andrea Lüke als Geschäftsführerin der Stadtwerke Greven ist ein weiteres Mal verlängert worden.
Andrea Lüke, die langjährige Chefin der Stadtwerke Greven, soll auch in den kommenden beiden Jahren die Geschäfte führen. Wie die Stadtverwaltung des Versorgers im nördlichen Münsterland mitteilt, ist ihr Vertrag bis 30. September 2028 verlängert worden. Die 62-Jährige leitet die Geschicke des Unternehmens seit 1. Juli 2011.
„Die Stadtwerke befinden sich trotz enormer Herausforderungen im Bereich der Energie- und Wärmewende strategisch auf einem guten Weg. Mit der Vertragsverlängerung von Frau Lüke setzen wir bewusst auf Kontinuität und Verlässlichkeit“, wird Bürgermeister Dietrich Aden (CDU) zitiert. Unter Lükes Führung seien in den letzten beinahe 15 Jahren zentrale Projekte in den Bereichen Energieversorgung, Infrastruktur und nachhaltige Ausrichtung umgesetzt worden.
Neben den Stadtwerken der 38.000-Einwohner-Kommune leitet Lüke auch die Grevener Verkehrs GmbH und die Grevener Bäder. Die Stadtwerke gehören zu 75,5 Prozent der Stadt Greven, 24,5 Prozent der Anteile hält die Thüga.
Im Jahr 2024 erwirtschafteten die Stadtwerke ein Ergebnis nach Steuern in Höhe von 2,3 Millionen Euro (2023: 4,2 Millionen Euro). Im Geschäftsjahr 2024 waren durchschnittlich 94 Mitarbeitende beschäftigt, einschließlich 5 Auszubildender. Der Versorger liefert Strom, Gas, Wärme und Wasser und erbringt Telekommunikationsdienstleistungen.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Seitwärtsbewegung an den Energiemärkten
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Tendenziell etwas fester haben sich die Energienotierungen in ruhigem Handel am Mittwoch gezeigt. Die Zugewinne nach verbreiteten Abgaben am Vortag fielen nicht exorbitant aus, so dass von einer Seitwärtsbewegung an den Märkten gesprochen werden kann. Vor den für Donnerstag angesetzten Gesprächen zwischen Iran und den USA hätten sich viele Marktteilnehmer mit Engagements zurückgehalten, hieß es. Die insgesamt etwas nach oben gerichtete Tendenz wurde am Mittwoch von den Aktienbörsen in Europa und den USA unterstützt. Keine Akzente und damit auch kein Störfeuer gingen von der Rede von US-Präsident Donald Trump zur Lage der Nation aus.
Strom: Tendenziell fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch präsentiert. Der Day-ahead allerdings verlor im Base 16,75 auf 77,00 Euro je Megawattstunde und im Peak 20,50 auf 73,25 Euro je Megawattstunde. An der Börse kostete der Donnerstag 76,98 Euro in der Grundlast und 73,00 Euro in der Spitzenlast. Der Preisrückgang beim Day-ahead ist laut Händlern die Folge einer steigenden Einspeiseleistung der Erneuerbaren. Diese soll laut Eurowind auf 29,7 Gigawatt am Donnerstag von 17,2 Gigawatt am Berichtstag wachsen. Der Freitag dürft sich laut den Meteorologen von Eurowind mit einer ähnlichen Einspeiseleistung wie der Donnerstag zeigen. Danach allerdings ist auf längere Zeit bei milden Temperaturen insbesondere mit deutlich niedrigeren Wind-Einspeiseleistung in Deutschland zu rechnen.
Am langen Ende des Strommarktes zeigte sich das Cal 27 infolge festerer Preise für CO2 und Gas mit einem Aufschlag von 0,52 auf 80,15 Euro je Megawattstunde.
CO2: Die CO2-Preise haben sich am Mittwoch mit Aufschlägen gezeigt. Bis gegen 14.26 Uhr gewann die Benchmark Dec 26 um 1,63 auf 72,30 Euro je Tonne. Damit bewegt sich der Dec 26 weiter in der Spanne zwischen 70 und 73 Euro. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 16,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 72,97 Euro, das Tief bei 70,79 Euro. Unterdessen haben spekulative Anleger ihre Netto-Longpositionen an der ICE in der vergangenen Woche um kräftige 13,6 auf 68,8 Millionen Zertifikate reduziert. Der Rückgang der Netto-Longpositionen reflektiert die derzeit weiter eingetrübte Stimmung am Markt.
Erdgas: Tendenziell etwas befestigt haben sich die europäischen Gaspreise am Berichtstag präsentiert. Der Frontmonat März am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.33 Uhr 0,875 auf 31,525 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank die Notierung für den Day-ahead dagegen um 0,125 auf 32,825 Euro je Megawattstunde. Händler führten die Zugewinne für den Frontmonat auf eine technische Reaktion auf die Abgaben am Vortag sowie auf die höheren Notierungen für Strom und CO2 zurück. Die beginnende Wärmewelle in Deutschland und Europa, die sich bis Ende der ersten Märzdekade erstrecken könnte, dürfte allerdings dafür sorgen, dass sich die Gasnotierungen ceteris paribus nicht allzu sehr vom gegenwärtigen Niveau nach oben absetzen werden. Das Temperaturniveau in Deutschland könnte bis auf Werte von sechs Grad Celsius über den Saisondurchschnitt steigen. Laut dem Fernleitungsnetzbetreiber Gassco liegt der norwegische Gasexport nach Europa für den Berichtstag mit 325,5 Millionen Kubikmetern auf dem Niveau der Vortage.
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