18. April 2026
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Geothermie rechnet sich, fossile Heizungen verlieren
Quelle: Fotolia / Minerva Studio
STUDIEN.  Eine Studie im Auftrag der Verbände für Geothermie und Wärmepumpen hat die Wirtschaftlichkeit erdgekoppelter Wärmepumpen mit einem Gaskessel verglichen − mit einem deutlichen Ergebnis. 
Zum Auftakt einer Onlineveranstaltung machte Gregor Dilger, Geschäftsführer des Bundesverbands Geothermie (BVG) deutlich: „Die Wärmewende ist eine der größten Herausforderungen unserer Gesellschaft. Diese gibt es aber nicht zum Nulltarif.“ Das grüne Lösungen für den Gebäudesektor aber durchaus auch wirtschaftlich sein können, zeige nun eine Kurzanlayse von Prognos. 
// VON Heidi Roider  MEHR...

Diese Kurzstudie des Beratungsunternehmens Prognos untersuchte die Wirtschaftlichkeit von Wärmepumpensystemen im Gebäudesektor. Im Fokus standen Einfamilienhäuser sowie Mehrfamilienhäuser. Auftraggeber waren der Bundesverband Geothermie (BVG), die Erdwärmegemeinschaft Bayern und der Bundesverband Wärmepumpe (BWP).

Die Studie hat sich insbesondere Wärmepumpen angesehen, die das Erdreich als Wärmequelle nutzen. Ein zentrales Ergebnis: Erdwärme-Wärmepumpen sind „klar die günstigste Heizoption“, erklärte Dominik Rau von Prognos, der die Ergebnisse bei der Online-Konferenz am 17. April vorstellte. 

Die Anfangsinvestitionenen seien zwar hoch, dies würde sich aber langfristig mehr als ausgleichen, so BVG-Geschäftsführer Dilger. Die jüngsten geopolitischen Entwicklungen hätten zudem erneut ein Schlaglicht auf die bestehende Abhängigkeit von fossilen Weltmärkten geworfen.

Auch vor diesem Hintergrund sei neben der der Wirtschaftlichkeit die Unabhängigkeit, die eine heimische, erneuerbare Wärmeversorgung bietet, ein starkes Argument für die Dekarbonisierung des Gebäudesektors. Hier sollte Erdwärme künftig eine entscheidende Rolle spielen. 

In diesem Zusammenhang mahnte auch Martin Sabel an, Geschäftsführer des Bundesverbands Wärmepumpe BWP, die Förderungen nicht einzuschränken. Denn erdgekoppelte Anlagen haben aufgrund der Bohrkosten hohe Anfangsinvestitionen. Nach Zahlen der vorgestellten Studie sind bei der erdgekoppelten Wärmepumpe die Anteile für Kapitalkosten mehr als doppelt so hoch wie bei einem Gaskessel.

„Diese hohen Anfangsinvestitionen muss man erst einmal stemmen können“, sagte Sabel. Daher seien Förderungen wichtig, damit Eigentümerinnen und Eigentümer nicht in eine „Kostenfalle“ laufen und sich aufgrund der niedrigeren Beschaffungskosten für eine fossile Anlage entscheiden. 

Langfristig laufen die Kosten für einen Gaskessel verglichen mit einer Wärmepumpe, die das Erdreich als Wärmequelle nutzt, deutlich auseinander, zeigt die Prognos-Kurzstudie. Die Kurzanalyse stellt dabei die langfristigen Gesamtkosten eines Gaskessels im Ein- und Mehrfamilienhaus mit jenen einer Luft-Wärmepumpe sowie einer Sole-Wärmepumpe gegenüber. 

Lebensdauer von Erdwärmesonden bis zu 60 Jahre

Dabei nimmt das Kurzgutachten auch in den Blick, dass die Lebensdauer von Erdwärmesonden deutlich länger ist als die der eigentlichen Heizgeräte. Während die Gas- und Wärmepumpenheizgeräte mit 18 bis 20 Jahren in die Rechnung eingehen, wird die Lebensdauer von Erdwärmesonden auf 60 Jahre veranschlagt. Experten schätzen, dass diese auch 100 Jahre und mehr betragen könnte.

Dabei zeigt sich: Liegt der Gaskessel mitunter in den ersten Jahren noch gleichauf mit den beiden Wärmepumpentypen, so wachsen die Unterschiede durch steigende Gaspreise, einen wachsenden Anteil an Biomethan sowie einen Anstieg des CO2-Preises schnell an. Die Gesamtkosten fossiler Systeme steigen damit schneller als die der elektrischen Alternativen, stellte die Studie fest.

Dabei macht die Wärmequelle von Beginn an einen Unterschied bei der Wirtschaftlichkeit: Erdwärmepumpen punkten hier verglichen zu Luft-Wasser-Wärmepumpen mit geringeren annuitisierten Kosten pro Jahr, über einen Zeitraum von 20 Jahren sind sie in dieser Betrachtungsweise sogar um acht Prozent günstiger. 

Bei einem beispielhaften Mehrfamilienhaus liegen die Gesamtkosten auf 20 Jahre gerechnet, laut Studie, bei einem Gaskessel (neu) bei 380.903 Euro, die Luft-Wasser-Wärmepumpen kommt auf 258.224 Euro und die Erd-Wärmepumpe auf 227.200 Euro. „Insbesondere für Besitzerinnen von Ein- und Mehrfamilienhäusern mit langer Nutzungsperspektive lohnt es sich daher auch wirtschaftlich, bei der Auswahl des Wärmepumpensystems genau hinzusehen“, sagte BWP-Chef Sabel. 

Aus Sicht der Erdwärmegemeinschaft Bayern liefert die Kurzanalyse zusätzliche Argumente für die Energiequelle, für deren Einsatz sich der Verein seit seiner Gründung im Jahr 2015 stark macht. „Dass Erdwärme-gespeiste Wärmepumpen mit Wirtschaftlichkeit punkten, ist neben ihrer Umweltfreundlichkeit und ihrer langen Lebensdauer von mehreren Jahrzehnten ein weiterer Grund, auf diese Technologie zu setzen“, sagt Christoph Knepel, Vorstand der Erdwärmegemeinschaft Bayern.
// VON Heidi Roider
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  POLITIK & RECHT
Quelle: Fotolia / Claudia Otte
Deutscher Industriestrompreis kann kommen
EUROPA. Die EU-Kommission hat den deutschen Industriestrompreis genehmigt. Die Industrie kann damit mit Milliardenhilfen für günstigeren Strom rechnen.
Für die deutsche Industrie ist der lang erwartete Industriestrompreis in Reichweite. Die EU-Kommission erlaubt der Bundesregierung, die Industrie mit einem vergünstigten Strompreis zu unterstützen, und zwar in einem Umfang von 3,8 Milliarden Euro, wie die Brüsseler Behörde mitteilte.
 // VON dpa MEHR...

Damit sei „der Knoten durchschlagen“, sagte Wirtschaftsministerin Katherina Reiche, die von einem Signal für mehr Wettbewerbsfähigkeit und die Stärkung des Industriestandorts Deutschland sprach. „Die Lage der Industrie ist, gelinde gesagt, in einigen Teilen dramatisch“, merkte die CDU-Politikerin an.

Gedacht ist die Unterstützung laut Wirtschaftsministerium für rund 9.500 strom- und handelsintensive Unternehmen aus besonders energiehungrigen Branchen wie Chemie, Gummi- und Kunststoffwaren, Glas, Zement oder Halbleiterfertigung. Sie sollen so viel Förderung erhalten, dass sie am Ende noch 5 Cent/kWh zahlen – gemessen am Großhandelsstrompreis. Weitere Bereiche sollen möglicherweise später noch in die Förderung einbezogen werden.

Mit wie viel Geld der Bund den Unternehmen aushilft, konnte Reiche noch nicht sagen. Das hänge davon ab, wie viele das Angebot nutzten. Sie rechne mit einem niedrigen einstelligen Milliardenbetrag.

Die Maßnahmen stünden dabei Unternehmen aus Branchen offen, die ihren Standort potenziell in Drittstaaten mit weniger Umweltauflagen verlegen könnten, erläuterte die EU-Kommission. Unternehmen können die Beihilfen laut Mitteilung nach Ablauf jedes Jahres beantragen, sobald der Stromverbrauch und der durchschnittliche Großhandelspreis bekannt sind.

Die begünstigten Firmen müssen demnach mindestens die Hälfte der erhaltenen Unterstützung in neue oder modernisierte Anlagen investieren, um die Stromkosten zu senken. Die Hälfte des Stromverbrauchs einer Produktionsstätte kommt für die staatliche Beihilfe in Frage. Unternehmen können erstmals Anfang kommenden Jahres für 2026 rückwirkend Unterstützung beantragen.

Der Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) reagierte verhalten positiv auf die Entscheidung, die aus seiner Sicht in die richtige Richtung geht. „Jetzt kommt es darauf an, die angekündigten Anpassungen kraftvoll, vorausschauend und mit Blick auf die Details umzusetzen, damit die Industrie wieder eine planbare und wettbewerbsfähige Perspektive erhält“, erklärte der Verband.

Für die Wirtschaftsvereinigung Stahl ist der Industriestrompreis ein großer Schritt – auch wenn er mit einem „großen Aber“ verbunden sei: „Für stromintensive Industrien wie den Stahl läuft die geplante deutsche Regelung aufgrund weiterer einschränkender europäischer Beihilfe-Vorgaben praktisch ins Leere“, sagte Hauptgeschäftsführerin Kerstin Maria Rippel. So gelte der Industriestrompreis nur für einen Teil des Stromverbrauchs, und er sei nicht mit der CO2-Strompreiskompensation kombinierbar.

Die Wirtschaft klagt seit langem über im internationalen Vergleich hohe Energiekosten. Die Koalition beschloss bereits Entlastungen. Für den geplanten staatlich subventionierten, niedrigeren Industriestrompreis für energieintensive Firmen fehlte bislang das grüne Licht der Europäischen Kommission. Das Instrument sieht vor, den Preis für die Hälfte des jährlichen Stromverbrauchs auf fünf Cent pro Kilowattstunde zu begrenzen.

Finanzminister Lars Klingbeil (SPD) sprach von einer spürbaren Entlastung bei den Energiekosten und einer guten Nachricht für die deutsche Industrie. „Wir kämpfen um jeden Arbeitsplatz in unseren wichtigsten Industrien“, versprach er. Umweltminister Carsten Schneider (SPD) sagte: „Mehr Strom einzusetzen ist die richtige Strategie für mehr Unabhängigkeit von teurem Öl und Gas. Denn Strom wird mit der Energiewende immer sauberer und klimaverträglicher.“

Brüssel hatte im vergangenen Sommer einen neuen Beihilferahmen präsentiert und damit den Weg dafür freigemacht, dass unter bestimmten Voraussetzungen direkte staatliche Subventionen fließen können, um Strompreise für energieintensive Unternehmen zu senken.

„Es ist ein Instrument, um den Klimaschutz voranzutreiben, die Widerstandsfähigkeit Europas zu stärken und sicherzustellen, dass unsere Industrie weltweit wettbewerbsfähig bleibt“, hatte die Wettbewerbskommissarin Teresa Ribera im Sommer gesagt. Ziel ist es, den Umbau der Industrie hin zur Klimaneutralität voranzutreiben, ohne dass die Wirtschaft zu sehr in Mitleidenschaft gezogen wird.
 // VON dpa
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Avacon über strittige Preise: keine „Ausweitung“ von Margen
Quelle: Fotolia / vege
FERNWÄRME. Seit Anfang des Jahres schließen sich Verbraucher einer Sammelklage gegen die Eon-Fernwärmetochter Avacon Natur an. Das Unternehmen weist die Vorwürfe der Klägerseite zurück.
Vier Monate ist es her, dass der Bundesverband der Verbraucherzentralen (VZBV) eine Sammelklage gegen den Fernwärme-Anbieter Avacon Natur einreichte. Die Verbraucherschützer halten Preisanpassungsklauseln der Eon-Tochter für rechtswidrig (wir berichteten). Anfang Januar eröffnete das Bundesamt für Justiz das Klageregister. Bis Anfang April haben sich laut VZBV rund 200 Betroffene in das Register eingetragen.
 // VON Manfred Fischer MEHR...

Von unzulässigen Preiserhöhungen betroffen sind nach Angaben des Verbandes Avacon-Kunden in Hannover und Lüneburg sowie in neun Kommunen in Sachsen-Anhalt. „Ist die Klage erfolgreich, können Fernwärme-Kunden mehrere Hundert oder sogar mehr als 1.000 Euro zurückerhalten“, heißt es in einer Mitteilung.

Der VZBV vertritt den Standpunkt, dass Kunden, die den Fernwärmeliefervertrag zum 31. Dezember 2020 abgeschlossen haben, keine später erhöhten Preise zahlen sollen. Wer ab dem 1. Januar 2021 unterschrieben habe, soll den bei Vertragsbeginn geltenden Preis zahlen. Spätere Preissteigerungen seien unwirksam

Fünffach höherer Preis

In einem Versorgungsgebiet von Avacon habe sich der Preis „allein von 2021 bis 2022 nahezu verfünffacht, von 5,6 Cent auf 27,74 Cent/kWh“, moniert die Verbraucherzentrale Niedersachsen. Im Jahr darauf sei der Preis sogar „zeitweise auf 45 Cent/kWh“ gestiegen.

Der VZBV sieht bei den Preisklauseln von Avacon Natur mehrere fragwürdige Punkte.„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“, erklärte VZBV-Teamleiter Ronny Jahn im Dezember auf Anfrage der Redaktion.

Das Oberlandesgericht Celle hatte im November vergangenen Jahres einer Unterlassungsklage der Verbraucherschützer stattgegeben. Avacon legte Revision beim Bundesgerichtshof. Das Verfahren läuft.

Avacon: Lediglich gestiegene Beschaffungskosten weitergegeben

Der Fernwärme-Anbieter kann die Vorwürfe nicht nachvollziehen. „Unsere Fernwärmepreise passen sich den Kosten- und Marktentwicklungen an und richten sich nach Preiskomponenten, die auf öffentlich einsehbaren Daten beruhen. Dadurch wird gewährleistet, dass eine objektive, unabhängige und nachvollziehbare Basis für Preisänderungen besteht“, so ein Avacon-Sprecher gegenüber der Redaktion am 17. April. Die vom Oberlandesgericht Celle geäußerte Rechtsauffassung „stimmt unserer Meinung nach nicht mit der Auffassung des Bundesgerichtshofs überein“.

Der Unternehmenssprecher weist zudem auf die „historisch einzigartige Situation an den Energiemärkten infolge des Krieges in der Ukraine“ hin. „Wir haben lediglich die gestiegenen Beschaffungskosten auf Basis der vertraglichen Grundlagen an unsere Kundinnen und Kunden weitergegeben. Dies gilt im Übrigen auch für eine gegenteilige Entwicklung: Sinkende Preise haben wir in der Vergangenheit unmittelbar weitergegeben. Eine Ausweitung von Margen haben wir nicht vorgenommen.“
 // VON Manfred Fischer
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Vergleich statt Urteil angestrebt
Quelle: VZ NRW
RECHT. Mehr als 4.600 Stromio-Kunden hoffen in einem Sammelklageprozess auf Schadensersatz. Jetzt soll es doch noch einen Vergleich geben.
Im Fall der Schadensersatz-Sammelklage der Verbraucherzentrale Hessen gegen den Stromhändler Stromio wollen die Beteiligten jetzt über eine außergerichtliche Einigung verhandeln. Dies erklärte der Vorstand der Verbraucherzentrale Hessen, Philipp Wendt, nach einer mündlichen Verhandlung vor dem Oberlandesgericht Hamm. Kommt keine Einigung zustande, will das Gericht nach Angaben eines Gerichtssprechers am 28. Mai seine Entscheidung verkünden.
 // VON dpa MEHR...

Der sogenannten Musterfeststellungsklage haben sich mehr als 4.600 Personen angeschlossen. Ein Eintrag ins Klageregister ist jetzt nicht mehr möglich. Die Verbraucherzentrale hatte den Energiediscounter 2022 in der Sammelklage auf Schadensersatz verklagt (Az. 2 MK 1/22), nachdem Stromio Ende 2021 alle seine Lieferverträge gekündigt hatte. Branchenkenner gingen damals davon aus, dass bundesweit mehrere 100.000 Kunden von den Kündigungen betroffen waren.

Laut Verbraucherzentrale rutschten die Betroffenen in eine teure Ersatzversorgung, erfuhren davon aber oft erst Wochen später. Aus Sicht der Verbraucherzentrale Hessen waren die Kündigungen rechtswidrig und begründen einen Anspruch auf Schadensersatz. Nach Berechnungen der Verbraucherschützer liegt die durchschnittliche Schadenshöhe bei etwa 350 Euro.

Stromio hatte die Vorwürfe in der Vergangenheit zurückgewiesen und die Kündigungen mit unvorhersehbaren „Preisexplosionen an den europäischen Energiehandelsplätzen“ im Vorfeld des russischen Angriffs auf die Ukraine begründet. „In rechtlicher Sicht kam es durch die geopolitisch bedingte drastische Erhöhung der Energiepreise zu einer Störung der Geschäftsgrundlage, die zur Kündigung der Verträge berechtigte“, hatte im vergangenen Jahr ein Stromio-Anwalt auf Anfrage erklärt.

„Im Ergebnis ist das Gericht der Auffassung, dass unsere Klage ganz überwiegend zulässig und begründet ist, was die Hauptsacheanträge angeht“, sagte Wendt jetzt. Stromio habe daraufhin seinen Willen zu einem Vergleich geäußert und einen Einigungsvorschlag vorgelegt. „Den konnten wir jetzt in der Kürze nicht abschließend bewerten.“ Man habe sich einen Monat Zeit gegeben, eine Lösung zu finden. Kommt ein Vergleich zustande, muss er vom Gericht noch genehmigt werden.
 // VON dpa
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Entwicklung der Energiekosten für deutsche Haushalte 2016 bis 2025
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. 
 // VON Redaktion MEHR...

 
Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Statista

Laut dem Online-Verbraucherportal Verivox lag der Energiekostenindex im Dezember 2025 bei 140. Im Oktober 2022 betrug dieser 220 und erreichte seinen bisherigen Höchststand. In diesem Monat waren die Auswirkungen der Energiekrise aufgrund des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine deutlich spürbar. Die Basis ist der Januar 2015. Berücksichtigt werden die Kosten für Heizung, Elektrizität und Mobilität.
 // VON Redaktion
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  HANDEL & MARKT
Quelle: Shutterstock / Dagmara_K
Energieberater warnen vor Fehlanreizen
WÄRME. Die Abschaffung der 65-Prozent-Regel für Heizungen stößt bei Energieberatern auf breite Kritik. Eine Studie zeigt Zweifel an den Folgen für Klimaziele und Wärmewende.
Die Diskussion um die Wärmewende erhält neuen Gegenwind aus der Praxis der Energieberatung. Laut einer aktuellen Untersuchung beurteilen viele Berater die geplante Streichung der sogenannten 65-Prozent-Regel für erneuerbare Heizenergie kritisch. Diese Regel schreibt bislang vor, dass neu eingebaute Heizungen zu mindestens 65 Prozent mit erneuerbaren Energien betrieben werden müssen.
 // VON Davina Spohn MEHR...

Die Studie „Monitor zur Energiewende – Perspektive der Energieberatenden“ hat die Sirius Campus GmbH aus Köln durchgeführt. Sie basiert auf einer Befragung im März von 726 Energieberatenden aus dem Bundesverband für unabhängige Energieberatende (GIH), dem Deutschen Energieberatende-Netzwerk (DEN) und dem Zentralverband Deutscher Schornsteinfeger (ZDS). Sirius Campus arbeitet als Forschungs- und Beratungsinstitut und analysiert etwa Marktentwicklungen und Entscheidungsprozesse im Vertrieb.

Mehrheit sieht Klimaziele in Gefahr

Rund 77 Prozent der befragten Energieberater bewerten die geplante Abschaffung der Regel als mittelmäßig oder schlecht. Viele sehen darin eine Gefahr für die Erreichung der Klimaziele. 70 Prozent erwarten steigende Kostenrisiken für Nutzer fossiler Heizungen. 61 Prozent befürchten Verunsicherung bei Eigentümern. 43 Prozent rechnen mit einem Rückgang energetischer Sanierungen.

Nur etwa 21 Prozent bewerten die Abschaffung positiv. Diese Gruppe sieht mehr Flexibilität beim Heizungstausch und erwartet keine negativen Auswirkungen auf den Absatz von Wärmepumpen.

63 Prozent der Energieberater geben an, dass ihre Kunden häufig unzureichend informiert sind. Mehr als die Hälfte kennt die Risiken beim Einbau fossiler Heizungen nicht.

Förderpolitik bleibt zentraler Hebel

Neben der Regulierung spielt die Förderung eine zentrale Rolle für die Wärmewende. Rund 52 Prozent der Befragten beurteilen die bestehenden Programme zur energetischen Sanierung als mittelmäßig oder schlecht. Gleichzeitig hält etwa die Hälfte die Förderung für ausreichend.

Besonders häufig wünschen sich die Energieberater stabile Rahmenbedingungen. 69 Prozent fordern mehr Kontinuität in der Förderpolitik. 60 Prozent sprechen sich für höhere Zuschüsse bei Gebäudehüllen aus.

Positiver fällt die Bewertung der Förderabwicklung aus. Der Service des Bundesamts für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) hat sich seit 2023 verbessert. Auch die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) erhält weiterhin gute Bewertungen.

Beratungsbedarf weiter angewachsen

Parallel zur politischen Debatte steigt die Nachfrage nach Energieberatung wieder an. Im Jahr 2025 begleiteten Energieberater im Durchschnitt 54 Projekte oder Förderfälle. 2024 lag dieser Wert noch bei 40. Das entspricht einem Anstieg um rund 35 Prozent.

Der Schwerpunkt liegt auf Wohngebäuden. Beratungen für private Eigentümer überwiegen deutlich gegenüber Angeboten für Unternehmen, Kommunen oder Wohnungseigentümergemeinschaften.

Viele Berater blicken zudem langfristig auf ihre Tätigkeit. 77 Prozent wollen in den kommenden zwei Jahren weiterhin in der Branche arbeiten. 63 Prozent planen einen Ausbau ihrer Aktivitäten.

Als größte Herausforderungen nennen die Befragten steigende Material- und Handwerkerkosten. Auch der Wettbewerb durch digitale Beratungsangebote gewinnt an Bedeutung. Dagegen spielt der Fachkräftemangel im Handwerk aus Sicht der Berater eine geringere Rolle als noch vor wenigen Jahren.

Weitere Informationen zur Untersuchung „Monitor zur Energiewende: Perspektive der Energieberatenden“ sind über die Internetseite von Sirius Campus einsehbar.
 // VON Davina Spohn
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Lubminer Wasserstoffprojekt wächst auf 1.700 MW
Luftbild des geplanten Wasserstoffzentrums in Lubmin. Quelle: KGAL GmbH & Co KG
WASSERSTOFF. Das Wasserstoffprojekt in Lubmin wächst weiter. Zwei Unternehmen steigen mehrheitlich ein und erhöhen die geplante Elektrolyseleistung deutlich.
Die KGAL GmbH & Co. KG mit Sitz in Grünwald bei München, ein auf Energie- und Infrastrukturinvestitionen spezialisierter Asset Manager, baut gemeinsam mit dem Berliner Projektentwickler PtX Development GmbH ihre Aktivitäten im Bereich grüner Wasserstoff aus. Beide Partner erwerben eine Mehrheitsbeteiligung an einem Projekt des französischen Entwicklers Lhyfe am Standort Lubmin (Mecklenburg-Vorpommern) und erweitern damit ihre gemeinsame Projektplattform für grünen Wasserstoff vor Ort.
 // VON Davina Spohn MEHR...

Mit dem Einstieg erhöhen die Beteiligten die in Lubmin geplante Elektrolyseleistung auf bis zu 1.700 MW. Ursprünglich war das Lhyfe-Projekt auf rund 800 MW ausgelegt (wir berichteten). Aus der Erweiterung ergibt sich nach Angaben von KGAL eine mögliche Jahresproduktion von bis zu 160.000 Tonnen grünem Wasserstoff.

Nähe zu Industrie und erneuerbaren Energien

Der Standort Lubmin bietet nach Angaben von KGAL mehrere infrastrukturelle Voraussetzungen für den Ausbau. Das Projekt entsteht auf dem Gelände eines ehemaligen Kernkraftwerks an der Ostseeküste. Dort stehen gesicherte Flächen, ein Netzanschluss sowie die Nähe zur Flow-Pipeline bereit.

Bei Flow handelt es sich um großteils bestehende Ferngasleitungen, die für den Transport von Wasserstoff umgerüstet werden und Lubmin mit Sachsen-Anhalt verbindet. Flow ist Teil des geplanten Wasserstoff-Kernnetzes, das bis 2032 auf etwa 9.040 Kilometer anwachsen soll. Zudem liegt der Standort in der Nähe großer Offshore-Windparks und ist an Regionen mit hoher industrieller Nachfrage angebunden

Thomas Engelmann, Head of Energy Transition bei KGAL, beschreibt die Standortbedingungen als zentralen Faktor für die weitere Entwicklung des Projekts. Lubmin vereine erneuerbare Energiequellen, Netzinfrastruktur und Zugang zum Wasserstoffnetz und schaffe damit Voraussetzungen für eine großvolumige Produktion, erklärt er.

Nach dem Mehrheitseinstieg treiben KGAL, PtX Development und Lhyfe das Projekt weiter voran. Sie konkretisieren Technik und Kosten und gewinnen potenzielle Abnehmer. Das Projekt befindet sich noch in der Entwicklungsphase. Öffentlich bestätigte Abnahmeverträge sind bislang nicht bekannt.

Lhyfe bleibt beteiligt

Lhyfe bleibt als Minderheitsgesellschafter an dem Vorhaben beteiligt und bringt weiterhin Erfahrung in der Entwicklung und Skalierung von Wasserstoffprojekten ein. Die Partner teilen die Aufgaben klar auf: KGAL bringt Investitionserfahrung ein, PtX Development entwickelt Wasserstoff- und Power-to-X-Projekte, Lhyfe unterstützt die Projektentwicklung.
 // VON Davina Spohn
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Pelletpreis im April weiter rückläufig
Quelle: Pixabay / moses
WÄRME. Auch wenn die Heizsaison 2025/26 außergewöhnlich lange andauerte, sinken die Preise für Holzpellets nun spürbar. 
Laut dem Deutschen Pelletinstitut (Depi) kostet eine Tonne (t) aktuell durchschnittlich 405,11 Euro bei einer Abnahmemenge von 6 t. Das entspricht einem Rückgang von rund 3,4 Prozent gegenüber dem Vormonat. Eine kWh Holzenergie liegt derzeit bei 8,10 Cent. Gegenüber Erdgas beträgt der Preisvorteil rund 21,4 Prozent. Durch weiter schwankenden Heizölpreise wächst der Kostenvorteil auf rund 40 Prozent. 
 // VON Günter Drewnitzky MEHR...

„Der Abstand zu fossilen Energieträgern, insbesondere zu Öl, ist derzeit besonders groß“, erklärt Depi-Geschäftsführer Martin Bentele. „Während Heizöl und Gas zuletzt wieder teurer geworden sind, haben Verbraucher auch preislich die richtige Entscheidung für Pellets getroffen. Dieser Kostenvorteil gegenüber den Fossilen wird auch auf lange Sicht deutlich.“ 

Ein wesentlicher Grund für die stabile und vergleichsweise günstige Preisentwicklung liege in der Struktur des Marktes. „Holzpellets werden überwiegend regional produziert und sind deutlich weniger abhängig von internationalen Lieferketten und geopolitischen Entwicklungen“, so Bentele. „Das macht sie gerade in unsicheren Zeiten zu einem verlässlichen Heizmittel.“ 
 
Brennstoffkosten im Vergleich.
Quelle: DEPI

Im April 2026 ergeben sich beim Preis für Holzpellets folgende regionale Unterschiede (bei einer Abnahmemenge von 6 Tonnen): In Mitteldeutschland kosten Pellets 400,79 Euro/t, gefolgt von Süddeutschland mit 405,8 Euro/t. In Nord- und Ostdeutschland beträgt der Tonnenpreis 407,95 Euro/t. Größere Mengen (26 t) werden im April 2026 zu folgenden Konditionen gehandelt: Mitte: 385,73 Euro/t, Süd: 392,12 Euro/t und Nord/Ost: 392,69 Euro/t (alle Preise inklusive Mehrwertsteuer).
 // VON Günter Drewnitzky
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Österreich: „Fairere“ Stromnetztarif-Struktur kommt
Quelle: Shutterstock / Monkey Business Images
SMART METER. Mit 1. Januar 2027 werden auch für Haushalte verstärkt leistungsbezogene Tarife eingeführt. Die Netzbetreiber empfehlen, sich schon jetzt mit der Thematik vertraut zu machen. 
 
Voraussichtlich mit 1. Januar 2027 wird in Österreich auch für Haushalts- und sonstige Kleinkunden ein stärker auf die benötigte Anschlussleistung bezogener Netztarif eingeführt. Zwar hat die Regulierungsbehörde E-Control ihre beiden diesbezüglichen Verordnungen noch nicht erlassen. Der Entwurf der „Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung“ wird zurzeit mit der E-Wirtschaft diskutiert. Ergehen soll die Verordnung zur Jahresmitte. Die „Systemnutzungsentgelte-Tarife-Verordnung“ zur Festlegung der Höhe der Netzentgelte wiederum ist für Spätherbst angekündigt. 
 // VON Klaus Fischer MEHR...

Nach Ansicht der Verteilnetzbetreiber sind die betroffenen Kunden aber gut beraten, sich mit der Thematik schon jetzt vertraut zu machen, betonte der Geschäftsführer der Netz Niederösterreich, Werner Hengst, bei einem Hintergrundgespräch der Initiative „Forum Versorgungssicherheit“ am 17. April.

Ihm zufolge gilt dies zumindest für jene „aktiven“ (Haushalts-)Kunden, die über eine Wärmepumpe, ein E-Fahrzeug sowie ähnliche Gerätschaften verfügen und daher höhere Leistungen benötigen als durchschnittliche Haushalte. „Wer nämlich darauf achtet, nicht alle seine Geräte gleichzeitig zu betreiben und Leistungsspitzen vermeidet, soll dafür finanziell belohnt werden“, erläuterte Hengst.

Gegenteiliges Verhalten werde dagegen ins Geld gehen, weil die Netzbetreiber ihre Infrastrukturen auf die benötigte Höchstleistung auslegen und die Netze entsprechend ertüchtigen müssten: „Und das verursacht uns eben Kosten.“ So gesehen, sei die neue Tarifstruktur „fairer“ als die bisherige. 

App für den Durchblick 

Für den Großteil der rund vier Millionen Haushalte werde sich indessen wenig ändern, stellte Hengst klar. Die E-Control plane, einen „Durchschnittskunden“ zu definieren, der eine Leistung von weniger als 10 kW benötigt. Verhalte sich dieser wie gewohnt, „werden seine Netzkosten insgesamt in etwa gleich bleiben wie jetzt“. Sinnvoll sei aber auch für Kunden mit „durchschnittlichem“ oder unterdurchschnittlichem Leistungsbedarf, „nicht die Waschmaschine, den Herd und den Geschirrspüler gleichzeitig einzuschalten“, erläuterte Hengst.

Um den Kunden das „netzdienliche“ Verhalten zu erleichtern, arbeiten die Netz Niederösterreich und die Wiener Netze an einer App, die Informationen über den aktuellen Stromverbrauch sowie die benötigte Leistung bietet. Überlegt wird laut Hengst, die App mit einer Funktion auszustatten, die Alarm schlägt, wenn ein Kunde Gefahr läuft, seine vertraglich vereinbarte Höchstleistung zu überschreiten. 

Großen Wert legte Hengst auf die Feststellung, „dass die neuen Netztarife für uns einnahmenneutral sind. Wir bekommen dadurch kein zusätzliches Geld. Durchaus sinnvoll ist laut Hengst übrigens, die Leistungspreise in den neun Bundesländern unterschiedlich hoch festzulegen: „Die Netzstrukturen sind ja unterschiedlich.“ Ballungsgebieten wie die Bundeshauptstadt Wien stehen dünn besiedelte ländliche Regionen im alpinen Raum gegenüber. 

Leistungsanteil 40 Prozent 

Laut dem Entwurf der Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung wird der Leistungsanteil an den neuen Netztarifen 40 Prozent betragen und der Arbeitsanteil folglich 60 Prozent ausmachen. Ferner möchte die E-Control eine „abrechnungsrelevante Mindestbemessungsgrundlage bei der Leistung“ einführen. Sie wird dem Entwurf zufolge „mit 20 Prozent der vertraglich vereinbarten Leistung festgesetzt“. Beträgt diese Leistung also 10 kW, so wäre die Mindestbemessungsgrundlage mit 2 kW zu beziffern. 

Die Basis für die neue Tarifierung sind die Leistungswerte, die mit den digitalen Stromzählern (Smart Metern) gemessen werden. Ihre Ausrollung ist in Österreich weitgehend abgeschlossen. Mit Ende 2024 mussten mindestens 95 Prozent aller Zählpunkte mit Smart Metern versehen sein. Bei der Netz Niederösterreich verfügen laut Hengst nur mehr 64 Kunden nicht über einen digitalen Zähler. Zum Vergleich: Nach Angaben der E-Control installierte das Unternehmen insgesamt 945.234 Smart Meter. 

Kein Problem ist das „Opt-out“-Recht, dem zufolge die Kunden verlangen können, dass ihre Verbrauchsdaten nur einmal jährlich (fern-)ausgelesen werden, teilte Hengst auf Anfrage der Redaktion mit. Grob gesprochen, werden laut dem Elektrizitätswirtschaftsgesetz die Leistungsdaten in den Smart Metern jedenfalls gespeichert und die monatlichen Viertelstunden-Höchstwerte den Netzbetreibern übermittelt.
 // VON Klaus Fischer
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  TECHNIK
Quelle: TH Köln
Abwärme wird mit dem Lkw zum Abnehmer transportiert
F&E. Ein Forschungsprojekt will Abnehmer in ländlichen Regionen mit Abwärme-Anbieter aus der Industrie zuammenbringen. Ein Wärmespeicher auf Rädern soll es möglich machen. 
Gerade im ländlichen Raum liegen Abwärmequellen aus der Industrie und mögliche Abnehmer zu weit auseinander, als das sich ein Wärmenetz lohnen würde. Hier setzt nun das Forschungsprojekt „WärmeEngel“ an, das vom Cologne Institute for Renewable Energy (CIRE) der TH Köln gemeinsam mit dem Oberbergischen Kreis und dem Bergischen Abfallwirtschaftsverband (BAV) umsetzt wird.
 // VON Heidi Roider MEHR...

„Mit unserem Vorhaben möchten wir eine lokal angepasste Lösung demonstrieren, wie klimaneutrale Wärme auch ohne fest installierte Netze flexibel zu den Abnehmern gelangen kann“, sagte Professor Thorsten Schneiders vom CIRE. Ziel des Projektes ist es, Abwärme aus Deponiegas-Blockheizkraftwerken des Entsorgungszentrums Leppe östlich von Köln mithilfe von neuen mobiler Latentwärmespeicher, also einem Speichersystem auf einem Lastwagen, zu einem rund 16 Kilometer entfernten Berufskolleg zu transportieren. 

Am Berufskolleg Dieringhausen, einer Liegenschaft des Oberbergischen Kreises mit einem Jahresheizwärmebedarf von 910.000 kWh, soll die Energie in das bestehende Heizsystem eingespeist werden. Der Be- und Entladevorgang wird laut der TH Köln dabei jeweils etwa acht Stunden dauern. 

Das Salz Natriumacetat-Trihydrat dient als Speichermedium

Die mobilen Latentwärmespeicher basieren auf dem Phasenwechselmaterial Natriumacetat-Trihydrat. Dieses Salz nimmt Wärme auf, wenn es den Aggregatzustand von fest zu flüssig wechselt. Bei einer Temperatur von 58 Grad Celsius findet der Phasenübergang statt, wodurch pro Speicher rund 2,5 MWh Abwärme „nahezu verlustfrei aufgenommen und transportiert werden können“, schreibt die TH Köln.

Der Bergische Abfallwirtschaftsverband stellt die Abwärme bereit und verantwortet die Logistik. Die TH Köln ist für die Messtechnik zuständig sowie die energetische Gesamtbewertung. Dazu wollen die Forschenden einen digitalen Zwilling des Systems und ein öffentlich zugängliches Dashboard entwickeln, das Parameter wie Wärmemenge, Leistungsabgabe und Emissionsbilanz in Echtzeit anzeigt.

Das Vorhaben Wärmeengel wird im Rahmen der „REGIONALE 2025 Bergisches RheinLand“ durchgeführt und vom Wirtschaftsministerium des Landes Nordrhein-Westfalen sowie der EU mit 1,5 Millionen Euro gefördert.
 // VON Heidi Roider
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Volkswagen will E-Auto-Batterien vermarkten
Quelle: Volkswagen
ELEKTROFAHRZEUGE. Volkswagen plant den Einstieg in Vehicle-to-Grid für Privatkunden ab Ende 2026. Elektroautos sollen dann als flexible Speicher am Energiemarkt teilnehmen.
Volkswagen bereitet gemeinsam mit seiner Energie-Tochter Elli den Marktstart eines integrierten Vehicle-to-Grid-Angebots (V2G) für Privatkunden in Deutschland vor. Ab dem vierten Quartal 2026 sollen Elektrofahrzeuge der Kundschaft nicht nur Strom beziehen, sondern auch aktiv in das Energiesystem eingebunden werden können. Eine Vorregistrierung sei ab Juni 2026 vorgesehen, weitere europäische Märkte sollen schrittweise folgen, heißt es in einer Mitteilung des Konzerns.
 // VON Fritz Wilhelm MEHR...

Das Unternehmen versteht V2G nach eigenen Angaben nicht als Einzelprodukt, sondern als Bestandteil eines umfassenden Energie-Ökosystems rund um das Elektroauto. Vertriebsvorstand Martin Sander stellte sogar perspektivisch nahezu kostenfreies Laden in Aussicht. Die VW-ID-Fahrzeugfamilie sei bereits seit 2023 technisch für bidirektionales Laden vorbereitet.

Wie Elli-CEO Giovanni Palazzo erklärte, entstehe der Mehrwert von V2G im Zusammenspiel von Fahrzeug, Infrastruktur und Energiemarkt. Ziel sei es, Batterien zu vernetzen und über Aggregation zusätzliche Wertpotenziale zu erschließen. Auf diese Weise will Volkswagen ein „Managed Battery Network“ aufbauen.

Die Kunden sollen dabei die Möglichkeit haben, ihre Mobilitätskosten aktiv zu steuern. Durch die Bereitstellung von Batteriekapazitäten und flexible Ladezeiten könnten Einsparungen sowie zusätzliche Einnahmen erzielt werden. Marktseitig wird das Potenzial laut Mitteilung auf bis zu 700 bis 900 Euro jährlich geschätzt. In einer ersten Phase ist eine Vergütung für die Bereitstellung von Speicherkapazität vorgesehen, unabhängig vom tatsächlichen Handelserfolg. Die Höhe orientiere sich an der Flexibilität beim Ladeverhalten.

Konzerntochter Elli handelt an der Epex Spot

Technisch basiert das Angebot auf einem integrierten System aus dynamischem Stromtarif, bidirektionaler Wallbox, Smart Meter und digitaler Steuerung per App. Elektrofahrzeuge übernehmen dabei eine doppelte Funktion als Fortbewegungsmittel und Energiespeicher. Überschüssige Energie, insbesondere aus erneuerbaren Quellen, könne im Fahrzeug gespeichert und bei Bedarf wieder ins Netz eingespeist werden.

Volkswagen verweist in diesem Zusammenhang auf systemische Effekte: Studien zufolge könnten durch den Einsatz von Vehicle-to-Grid in Europa bis 2040 jährlich rund 22 Milliarden Euro an Systemkosten eingespart werden. In Deutschland seien zuletzt etwa 9,5 Milliarden kwh erneuerbarer Strom abgeregelt worden.

Die Skalierung soll über eine sogenannte modulare E-Antriebsplattform (MEB) erfolgen. Rund eine Million Fahrzeuge in Europa seien bereits technisch vorbereitet. Mit der geplanten „ID-Software 6“ soll die Funktionalität auf weitere Batterievarianten ausgeweitet werden. Volkswagen gibt an, durch entsprechende Batterie- und Schutzsysteme negative Auswirkungen auf die Lebensdauer minimieren zu wollen.

Die Konzerntochter Elli fungiert als Schnittstelle zwischen Fahrzeug, Kunden und Energiemarkt. Das Unternehmen bündelt Stromtarif, Ladeinfrastruktur, digitale Steuerung sowie den Zugang zum Energiehandel. Ein eigenes Team handle kontinuierlich Strom an der Epex Spot. Volkswagen verfolgt dabei ein integriertes Plattformmodell, um zentrale Wertschöpfungsschritte im eigenen Ökosystem zu halten.

Für die Umsetzung ist ein intelligentes Messsystem Voraussetzung. Elli verweist Kundinnen und Kunden hierfür an wettbewerbliche Messstellenbetreiber, die Installation und Datenbereitstellung übernehmen. Nach Unternehmensangaben ist mit einer Installationsdauer von acht bis zehn Wochen zu rechnen, bevor der Tarif genutzt werden kann.
 // VON Fritz Wilhelm
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Dessau vergrünt Fernwärme per Pyrolyse
Die Mitglieder des Aufsichtsrates bei der Unterzeichnung des langfristigen Wärmeliefervertrag zwischen den Stadtwerke Dessau und der Novocarbo. Quelle: Stadtwerke Dessau
WÄRME. Die Stadtwerke Dessau wollen künftig 13,5 Millionen kWh aus einer Pyrolyse-Anlage in ihr Fernwärmenetz einspeisen.
Biogene Reststoffe wie Holzhackschnitzel oder Fruchtkerne für die Wärmewende in Dessau: Der kommunale Versorger der Stadt hat mit den Hamburger Klimatechnik-Unternehmen Novocarbo und Hevella Carbon einen langfristigen Wärmeabnahmevertrag geschlossen.
 // VON Manfred Fischer MEHR...

Wie die Stadtwerke mitteilen, erhalten sie jährlich bis zu 13,5 Millionen kWh Wärme aus einer noch zu errichtenden Pyrolyseanlage. Der Vertrag hat dem Vernehmen nach eine Laufzeit von 15 Jahren ab Inbetriebnahme. Der Start soll spätestens zum 1. Januar 2028 erfolgen.

Erzeugt wird die Wärmeerzeugung per „Biochar Carbon Removal“. Bei dem Verfahren werden biogene Reststoffe unter hohen Temperaturen von 600 bis 700 Grad Celsius pyrolysiert, wie Novocarbo erklärt. Neben Pflanzenkohle entsteht Abwärme, die in das Fernwärmesystem eingespeist werden soll. Der in der Pflanzenkohle gebundene Kohlenstoff könne in nachgelagerten Anwendungen eingesetzt werden – etwa in der Landwirtschaft, im Gartenbau oder in Baustoffen.

Die Anlage ist Teil der kommunalen Wärmewende in Dessau-Roßlau. Grundlage dafür sind die kommunale Wärmeplanung sowie der Transformationsplan der Stadtwerke. Dieser sieht vor, bis 2030 mindestens 30 Prozent erneuerbare Energien oder unvermeidbare Abwärme in die Fernwärme zu integrieren.

„Die Nutzung unvermeidbarer Abwärme aus der Pflanzenkohleproduktion ist ein konkreter Beitrag zum Klimaschutz. So können wir fossile Energieträger schrittweise durch innovative Wärmequellen ersetzen und unsere Fernwärmeversorgung nachhaltig in Richtung Klimaneutralität weiterentwickeln“, kommentiert Stadtwerke-Geschäftsführer Dino Höll die Vereinbarung.
 // VON Manfred Fischer
 WENIGER


  UNTERNEHMEN
Quelle: Fotolia / Eisenhans
SWM verdienen genug für Investitionen und Stadtsäckel
BILANZ. Die Stadtwerke München stemmen ihre Milliardeninvestitionen nach wie vor aus eigener Kraft.
Die Stadtwerke München (SWM), mit einem Umsatz von 6,3 Milliarden Euro im Geschäftsjahr 2025 und 12.000 Beschäftigten im Konzern eines der größten Stadtwerke überhaupt, blicken auf eine „stabile“ Geschäftsentwicklung im vergangenen Jahr zurück. Investiert wurde wieder 1 Milliarde Euro, das hat das Team von SWM-Chef Florian Bieberbach auch im laufenden Jahr vor. Der operative Cashflow, ebenfalls ein Zeichen für die Finanzkraft, blieb bei beneidenswerten 1,6 Milliarden Euro.
 // VON Georg Eble MEHR...

Aus Anlass des Testats für den Konzernabschluss 2025 meldet das Querverbund-Unternehmen im alleinigen Besitz der Landeshauptstadt München einen Gewinn vor Zinsen und Steuern (Ebit) von 428 Millionen Euro. Er wurde vor allem von der Energiesparte getragen. Die in der Tochter MVG gebündelte Mobilitätssparte war dagegen wieder hochdefizitär.

Auch wenn das Ebit gegenüber dem Vorjahr massiv zurückging, als noch bei 575 Millionen Euro gelegen hatte, betonten die SWM, dass man in das Niveau des langjährigen Gewinndurchschnitts gekommen sei, denn das Ebit 2024 sei von Einmaleffekten geprägt gewesen. Und fast kann dem Stadtwerk dieser Rückgang auch egal sein, denn nach Steuern erhöhte sich der Gewinn durch „außergewöhnliche Ergebniseffekte aus den Vorjahren“ auf 524 Millionen Euro. Florian Bieberbach, Energiemanager des Jahres 2024, nannte dieses Ergebnis „erfreulich“.

Freuen dürfte das Ergebnis auch den neuen grünen Oberbürgermeister Dominik Krause, der im März den bisherigen SPD-OB Dieter Reiter in der Stichwahl besiegt hatte: Denn die SWM können ohne Weiteres die mit der klammen Landeshauptstadt vereinbarten jährlichen 100 Millionen Euro Gewinnausschüttung überweisen. Zusammen mit Gewerbesteuer und Konzessionsabgabe beliefen sich die Zahlungen der SWM in den Stadtsäckel auf 233 Millionen Euro (2024: 242 Millionen Euro).

Ökostrategie geht weiter - keine Erfolgsprognose

Bei Erfolgsprognosen für 2026 gibt man sich angesichts der Turbulenzen am Persischen Golf und damit am Energiemarkt allerdings bedeckt. Strategisch wollten die SWM in diesem Jahr den Zubau relativ kleiner Wind- und PV-Anlagen im Großraum München fortführen, ebenso die Wärmewende, indem die Fernwärme sukzessive auf Geothermie umgestellt wird. Seit 2025 erzeugen die SWM bilanziell so viel Ökostrom, wie die gesamte Millionenstadt München einschließlich der Industriebetriebe verbraucht − ein Auftrag, den ihnen der Stadtrat im Jahr 2009 gegeben hatte.

Bei der Telekommunikation wollen die SWM beziehungsweise ihre Tochter M-Net München in Zusammenarbeit mit der Telekom zur ersten deutschen Großstadt machen, die überall bis zum Hausanschluss Glasfaser hat, und zwar sowohl bei Gewerbegebäuden als auch bei Wohnungen (Fiber to the home, FTTH).

Der Umsatzrückgang von 6,9 auf 6,3 Milliarden Euro ist auf die Entkonsolidierung der früheren Konzerngesellschaft Bayerngas Energy zurückzuführen. Die SWM hatten 2023 beschlossen, aus dem defizitären Erdgashandel und -großkundenvertrieb auszusteigen. Ein Verkauf der Gesellschaft scheiterte, daher wird die Bayerngas Energy sukzessive liquidiert.
 // VON Georg Eble
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MET Group wächst auch 2025
Quelle: Fotolia / Andrey Popov
BILANZ. Der Energiehändler MET Group steigerte im abgelaufenen Jahr das Handelsvolumen und baut seine Marktpräsenz aus. 
Der europäische Energiehändler MET Group hat das Geschäftsjahr 2025 mit einem Anstieg zentraler Kennzahlen abgeschlossen. Das im Kanton Zug ansässige Unternehmen legte seinen Geschäftsbericht vor und berichtete über eine Ausweitung der Handelsaktivitäten sowie der internationalen Präsenz.
 // VON Stefan Sagmeister MEHR...

Der konsolidierte Umsatz stieg auf 28,5 Milliarden Euro, nach 17,9 Milliarden Euro im Vorjahr, hieß es in einer Pressemitteilung. Offizielle Gewinnzahlen nannte das Unternehmen in diesem Zusammenhang nicht. 

Im Gasgeschäft handelte die MET Group im Jahr 2025 nach eigenen Angaben insgesamt 242 Billion Cubic Meters (BCM beziehungsweise Milliarden Kubikmeter) nach 140 BCM im Vorjahr. Bereits 2024 hatte das Unternehmen sein Volumen deutlich gesteigert.

Parallel dazu weitete die MET Group ihre Aktivitäten im Bereich Flüssigerdgas aus und lieferte 5,42 Millionen Tonnen pro Jahr in 17 Märkte in Europa, darunter Deutschland, Frankreich, Griechenland, Italien und das Vereinigte Königreich, sowie in weitere Märkte wie Indien, China, Japan und Korea.

Auch im Stromhandel legte das Unternehmen zu. Das Volumen lag 2025 bei 160 Milliarden kWh, nach 76 Milliarden kWh im Jahr 2024.

Wachsende Kundenbasis, weitere Märkte

Als Treiber nennt MET eine wachsende Kundenbasis sowie den Eintritt in weitere europäische Märkte. In Belgien und den Niederlanden übernahm das Unternehmen eine Mehrheitsbeteiligung von 68,5 Prozent am Energieversorger Mega und stärkte damit das Endkundengeschäft mit mehr als 500.000 Haushalten. Zudem expandierte die MET Group nach Portugal und gründete Tochtergesellschaften in Polen, Tschechien und Albanien.

Parallel setzte das Unternehmen seine Investitionen in Infrastruktur fort und integrierte unter anderem einen weiteren Gasspeicher in Deutschland. Das Speicherportfolio umfasst nun 5,2 Milliarden kWh.

Darüber hinaus baute MET das Geschäft mit erneuerbaren Energien weiter aus. In Betrieb sind Photovoltaik- und Onshore-Windanlagen mit einer installierten Leistung von 435 MW. Ergänzend wurden Projekte im Bereich Batterie-Energiespeichersysteme in das Portfolio aufgenommen.

Huibert Vigeveno, Group CEO von MET Group, kommentiert: „Im Jahr 2025 hat die MET Group ihre Gas- und Stromvertriebsaktivitäten auf 23 Länder in Europa ausgeweitet. Mein Ziel ist es, einen echten europäischen Energie Champion aufzubauen.“

Die MET Group ist nach eigenen Angaben in 23 Ländern präsent, auf 33 nationalen Gasmärkten aktiv und an 51 internationalen Handelsplätzen vertreten. Das Unternehmen beschäftigt mehr als 1.400 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter aus rund 60 Ländern.
 // VON Stefan Sagmeister
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Rheinenergie kooperiert mit SHK-Innung
Rheinenergie-Vertriebsvorstand Stephan Segbers (li.) und Obermeister Marc Schmitz. Quelle: Rheinenergie
WIRTSCHAFT. Der Kölner Versorger Rheinenergie und die Innung Sanitär, Heizung, Klima (SHK) bieten zusammen Wärmepumpen und Photovoltaikanlagen an.
Das gemeinsame Marktgebiet ist klar umrissen. In Köln und im Umkreis von 50 Kilometern schieben Rheinenergie und Handwerksbetriebe der SHK-Innung der Domstadt bei der Energiewende im Verbund an. Der Versorger und die Handwerksorganisation haben dazu eine Partnerschaft vereinbart. Zusammen biete man Wärmepumpen und Photovoltaikanlagen als „Komplettpaket“ für Privathaushalte an, teilt Rheinenergie mit.
 // VON Manfred Fischer MEHR...

Die Rollen sind dabei klar verteilt. Die Rheinenergie übernehme die Vermarktung sowie die Vorqualifizierung der Anfragen und begleite den Prozess mit ihren Services, heißt es. Die Innungsbetriebe sollen vor Ort beraten, individuelle Angebote erstellen und die Technik installieren. Zur Hardware erhalten Eigenheimbesitzer einen Stromtarif und das Energiemanagementsystem des Kölner Versorgers.

„Unsere Mitgliedsbetriebe bringen die planerische und handwerkliche Expertise und die Nähe zu den Kundinnen und Kunden mit“, kommentiert Marc Schmitz, Obermeister der SHK-Innung den Schulterschluss mit dem Energieunternehmen. Diese Kombination stärke das regionale Handwerk.

Stephan Segbers, Vertriebsvorstand der Rheinenergie betont, dass die Energiewende nur gelinge, „wenn wir sie gemeinsam mit den Menschen und dem Handwerk in unserer Region umsetzen“. „Zusammen machen wir es Interessenten so einfach wie möglich, auf moderne Heiztechnik und Solarenergie umzusteigen.“
 // VON Manfred Fischer
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Doppelspitze in Hilden
Hans-Ullrich Schneider (li.) und Daniel Heuberger. Quelle: Stadtwerke Hilden
PERSONALIE. Daniel Heuberger rückt in die Geschäftsführung der Stadtwerke Hilden auf. Er arbeitet künftig an der Seite von Hans-Ullrich Schneider, der seinen Vertrag um ein Jahr verlängert.
Die Stadtwerke Hilden verstärken ihre Geschäftsführung. Dr. Daniel Heuberger bildet ab 1. Mai zusammen mit Hans-Ullrich Schneider eine Doppelspitze. Schneider, der das kommunale Unternehmen seit Anfang 2011 als Alleingeschäftsführer leitet, verlängert seinen bis 2028 laufenden Vertrag um ein weiteres Jahr bis 31. August 2029, heißt es in einer Mitteilung.
 // VON Manfred Fischer MEHR...

Zudem soll der 60-jährige Diplom-Ingenieur weiterhin Alleingeschäftsführer der Stadt Hilden Beteiligungsgesellschaft mbH und die Stadt Hilden Holding GmbH bleiben. Diese Positionen hatte er interimsweise vor ein paar Monaten übernommen.

Daniel Heuberger ist seit 2018 bei den Stadtwerken Hilden tätig, aktuell als „Centerleiter Netz“. Daneben leitet der 44-Jährige bereits die Stadtwerke-Töchter Breitbandnetz Hilden und Neue Energien Hilden als Geschäftsführer. Heuberger hat Elektro- und Informationstechnik an der RWTH Aachen studiert und dort am Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft promoviert, 

„Die Berufung von Dr. Heuberger sorgt frühzeitig für Kontinuität in der Geschäftsführung der Stadtwerke und gibt Herrn Schneider den nötigen Freiraum, sich den Aufgaben in den übergeordneten Gesellschaften zu widmen“, wird Hildens Bürgermeister Claus Pommer zitiert.

Die Stadtwerke Hilden erzielten im Jahr 2024 ein Ergebnis nach Steuern in Höhe von 3,1 Millionen Euro (2023: 2,4 Millionen Euro). Die Umsatzerlöse summierten sich auf 84,1 Millionen Euro (2023: 99,5 Millionen Euro). Die Zahl der Beschäftigten liegt bei 180. Das Stromnetz des Versorgers misst 566 Kilometer, das Erdgasnetz 262 Kilometer.
 // VON Manfred Fischer
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MARKTBERICHTE

STROM
GAS
Öffnung von Hormus bewegt Märkte deutlich
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
„Die Durchfahrt für alle Handelsschiffe durch die Straße von Hormus wird für die verbleibende Dauer des Waffenstillstands als vollständig offen erklärt“, hat am Freitagnachmittag der iranische Außenminister Abbas Araghchi in einem Beitrag auf X mitgeteilt. Damit befeuerte Araghchi den Optimismus, was die Friedensverhandlungen zwischen den USA und Iran betrifft. Die Märkte reagierten prompt und möglicherweise zu enthusiastisch, da der Waffenstillstand nur auf wenige Tage terminiert ist. Öl verlor rund 10 Prozent, auch Gas zeigte sich sehr schwach.
 // VON Claus-Detlef Großmann MEHR...

CO2 legte hingegen wegen wieder wachsender Konjunkturhoffnungen zu und Strom präsentierte sich hin- und hergerissen zwischen unterschiedlichen Impulsen vom Gas- und vom CO2-Markt. US-Präsident Donald Trump hat unterdessen seine Erwartung bekräftigt, dass der Konflikt mit dem Iran bald enden werde. Teheran habe eingewilligt, sein hoch angereichertes Uran zu übergeben, so Trump.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Der Montag wurde mit 96,00 Euro je Megawattstunde im Base gesehen. An der Börse wurde der erste Arbeitstag der neuen Woche mit 96,50 Euro je Megawattstunde gehandelt. Am Donnerstag hatte der Freitag selbst im außerbörslichen Handel im Base 105,00 Euro gekostet.

Maßgeblich für den Preisrückgang von Freitag auf Montag ist die höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung, die für den Montag erwartet wird. Diese soll laut den Meteorologen von Eurowind am Montag 28,8 Gigawatt betragen gegenüber nur 16,2 Gigawatt an Berichtstag. Die Märkte warteten auf neue Impulse von den Gesprächen zwischen USA und Iran, so ein Händler.

Es sei aber gut möglich, dass Iran die Verhandlungen herauszögern wolle. Die Marke von 90 Euro für das Frontjahr werde erst dann deutlich unterschritten, wenn es nach einer Friedensregelung zu einem deutlichen Rückgang der Gaspreise kommt.

Am langen Ende gewann das Strom-Cal-27 bis zum frühen Nachmittag vor dem Hintergrund steigender CO2-Notierungen 1,20 auf 89,71 Euro je Megawattstunde. Nach der Öffnung der Straße von Hormus durch Iran legte der Preis für das Cal 27 eine Kehrtwende ein und zeigt sich gegen 15.30 Uhr mit 88,30 Euro.

CO2: Fest haben sich die CO2-Preise am Freitag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 15.31 Uhr 2,07 auf 77,06 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 22,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 77,47 Euro je Tonne, das Tief bei 74,91 Euro. Die Notierungen waren bereits im frühen Geschäft kurz nach Handelsbeginn nach oben gegangen und dürften als Ausdruck eine wachsenden Optimismus bezüglich eines raschen Endes des Irankriegs gewertet werden.

Erdgas: Schwächer haben sich die europäischen Gasmärkte am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.58 Uhr 3,70 auf 38,70 Euro je Megawattstunde. Gas weitete seine bereits zuvor gesehenen Verluste kräftig aus, nachdem Iran am Nachmittag die Straße von Hormus für die Dauer des Waffenstillstands freigegeben hat.

Etwas Unterstützung kommt allerdings von der angestammten Lage bei LNG und der Wetterentwicklung. „Die Region konkurriert mit Asien um LNG-Lieferungen, da nun mehr Importe benötigt werden, um die erschöpften Gasvorräte wieder aufzufüllen“, so Analysten der ANZ. „Die Prognosen für niedrigere Temperaturen in Nordwesteuropa stützen zudem vorübergehend die Nachfrage nach Brennstoffen und verlangsamen den Aufbau der Lagerbestände, gerade zu Beginn der Speichersaison.“
 // VON Claus-Detlef Großmann
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