20. Mai 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
Hier erfahren Sie mehr ... (Zum Ausklappen bitte klicken)
Inhalt
POLITIK & RECHT
STUDIEN: Kraftswerksausschreibungen wettbewerbswidrig
ELEKTROFAHRZEUGE: Förderportal für neue E-Fahrzeuge gestartet
ÖSTERREICH: Bericht zu Wettbewerb bei Fernwärme kommt Ende des Sommers
HANDEL & MARKT
STATISTIK: Irankrieg führt zu starker Preissteigerung
STROMNETZ: Windhundrennen um Netzanschlüsse auch in Hamburg vorbei
PHOTOVOLTAIK: Feldwerke sichert Kreditlinie für Agri-PV-Projekte
STROM: VEA registriert stabile Netzentgelte
TECHNIK
STROMSPEICHER: Frust und Freude rund um den Trianel Batteriepark Waltrop
STROMNETZE: Zwei neue Phasenschieber für höhere Steuerbarkeit
ELEKTROFAHRZEUGE: Eon und URW planen Schnelllader an Einkaufszentren
STATISTIK DES TAGES: Energiewirtschaft spitze im Klimaschutz
UNTERNEHMEN
UNTERNEHMEN: Bund leitet Wiederverkauf von Uniper ein
WIRTSCHAFT: Finanzierungsallianz für öffentliche Energieprojekte
UNTERNEHMEN: Frank etabliert Doppelspitze
FUSION: Rheinenergie gründet Joint Venture für Energiekonzepte
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: Trump bremst Rallye am Energiemarkt
TOP-THEMA
Hindernisse für Netzanschlüsse beseitigen
Stefan Albrecht (Bundesnetzagentur) auf der 20. Regulierungskonferenz des AKRegTP. Quelle: Susanne Harmsen
VERANSTALTUNG.
Auf der 20. Regulierungskonferenz des Arbeitskreises Regulierung (AKRegTP) in Berlin wurden die neuen Regelungen für den Netzausbau und seine Finanzierung kontrovers diskutiert.
Auf der Regulierungskonferenz des Arbeitskreises Regulierung (AKRegTP) der Energiekanzlei Becker Büttner Held (BBH) am 19. Mai sprach Stefan Albrecht, Referatsleiter Netzentgelte Elektrizität bei der Bundesnetzagentur, über die Herausforderungen für neue Verfahren zur Vergabe von Netzanschlüssen und die Finanzierung der Kosten.
Hintergrund ist der starke Ausbau erneuerbarer Energien zur Ablösung fossiler Brennstoffe. Allein im Übertragungsnetz entstehe dadurch ein Investitionsbedarf von rund 400 Milliarden Euro. Hinzu kämen nach aktuellen Schätzungen weitere 207 Milliarden Euro für die Verteilnetze. Besonders die hohe Zahl neuer Netzanschlussbegehren überfordere zunehmend die bestehenden Prozesse.
Der größte Handlungsdruck liege derzeit auf Ebene der Verteilnetzbetreiber. Netzbetreiber benötigten einen besseren Überblick über freie Kapazitäten und müssten Anschlussverfahren stärker digitalisieren und standardisieren, sagte Albrecht.
Neue Netzanschlussverfahren
Das bislang häufig genutzte Prinzip „First come, first served“ sei nicht mehr zwingend angemessen. Netzbetreiber hätten deshalb ein Reifegradverfahren vorgeschlagen. Dabei würden Projekte bevorzugt behandelt, deren Umsetzung als besonders wahrscheinlich gilt. Laut Albrecht seien daneben auch andere diskriminierungsfreie Verfahren denkbar. Als Beispiele nannte er Repartierungsverfahren oder flexible Netzanschlusskapazitäten.
Flexible Anschlüsse nutzten die Tatsache, dass Speicher Strom zeitversetzt einspeisen könnten und Wind- sowie PV-Anlagen nicht dauerhaft gleichzeitig Leistung bereitstellen. Dafür müssten jedoch zunächst einheitliche Standards und Regeln geschaffen werden, erläuterte Albrecht. Parallel arbeite das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) an einem Netzpaket. Dieses solle unter anderem den regionalen Ausbau erneuerbarer Erzeugungsanlagen steuern und Beteiligungen von Nutzern an Netzausbaukosten regeln.
NEST-Prozess
Neben dem Netzausbau steht derzeit auch die Weiterentwicklung der Regulierungssystematik im Fokus der Behörde. Im NEST-Prozess will die Bundesnetzagentur die Entgeltregulierung vereinfachen und gleichzeitig Anreize für Investitionen erhalten. Künftig sollen dabei auch Kriterien wie Energiewendekompetenz und Digitalisierung berücksichtigt werden. Eine direkte finanzielle Bewertung dieser Kennzahlen sei im aktuellen Entwurf allerdings noch nicht vorgesehen, sagte Albrecht.
Auch die Eigenkapitalverzinsung soll angepasst werden. Vorgesehen ist laut Bundesnetzagentur ein jährlich angepasster Eigenkapitalzins auf Basis der Entwicklungen an den Finanzmärkten. Grundlage der geplanten WACC-Methode ist ein Verhältnis von 40 Prozent Eigenkapital zu 60 Prozent Fremdkapital. Konkrete Reihen für die Berechnung würden jedoch erst in Einzelentscheidungen festgelegt. Für die Gasnetze sei eine entsprechende Festlegung für 2026 geplant, kündigte er an.
AgNES in Arbeit
Zudem arbeitet die Behörde nach dem Urteil des Europäischen Gerichtshofs an einer Anpassung des Netzentgeltsystems AgNES. Hintergrund sind steigende Netzengpasskosten und die zunehmende Eigenerzeugung von Strom. Nach Einschätzung der Bundesnetzagentur zahlen Prosumer im heutigen System teilweise geringere Netzentgelte, obwohl sie weiterhin auf die Netzinfrastruktur angewiesen seien. Dadurch würden Kosten zunehmend auf klassische Verbraucher verlagert.
Die Behörde verfolgt deshalb laut Albrecht mehrere Ziele bis 2029. Netzkosten sollen stärker verursachungsgerecht verteilt werden. Gleichzeitig sollen Preissignale Netzengpässe sichtbar machen und Flexibilitäten wie Speicher oder Demand-Response-Anwendungen gezielt unterstützen.
Harsche Kritik vom VKU
Kritik an den Reformplänen kam vom Verband kommunaler Unternehmen (VKU). Sein Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing sagte auf der Konferenz, die Vielzahl regulatorischer Änderungen treffe die Branche in einer Phase ohnehin hoher Transformationsanforderungen. „Es bleibt kein Stein auf dem anderen“, sagte Liebing.
Aus Sicht der Rechtsprechung berichtete Anne-Christin Frister, Vorsitzende Richterin des Kartellsenats des OLG Düsseldorf, dass bereits über 700 Klagen gegen die neuen Festlegungen anhängig seien, die derzeit versucht werden, in Musterverfahren zusammenzuführen, um sie rasch zu klären.
Besonders kritisch bewertet der VKU den NEST-Prozess. „Ein investitionsfreundliches Klima wird damit nicht geschaffen“, meinte Liebing. Netzbetreiber würden strukturell und finanziell schlechter gestellt. Scharfe Kritik äußerte Liebing außerdem an rückwirkenden Regelungen wie der Abschaffung von Netzgebühren für Speicher. Solche Eingriffe zerstörten aus Sicht des VKU das Vertrauen in staatliche Rahmenbedingungen und könnten dringend benötigte Investitionen verhindern, warnte er.
Quelle: Connect Energy Economics
Kraftswerksausschreibungen wettbewerbswidrig
STUDIEN. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft kritisiert das geplante Strom-Versorgungskapazitätsgesetz als wettbewerbswidrig und warnt vor höheren Kosten sowie rechtlichen Unsicherheiten.
Mit dem Kabinettsbeschluss zum geplanten Strom-Versorgungskapazitätsgesetz (Strom-VKG) ist das Vorhaben der Bundesregierung aus Sicht des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft (BNE) noch nicht gesichert. Darin sind die Ausschreibungen für neue Kraftwerkskapazitäten angelegt, die im Falle einer Dunkelflaute die Stromversorgung sichern sollen. Der Verband verweist auf ausstehende Prüfungen durch die Europäische Kommission sowie auf kartellrechtliche Bedenken gegen die geplanten Ausschreibungen.
Laut dem BNE muss die EU-Wettbewerbskommission zunächst prüfen, ob das Instrument zur Sicherung der Stromversorgung erforderlich und geeignet ist. Der Verband beruft sich dabei auf eine Studie des Beratungsunternehmens Connect Energy Economics, die diese Voraussetzungen infrage stelle. Die Genehmigung nach dem europäischen Beihilferecht steht bislang aus.
Kartellamt äußert Bedenken
Zugleich verweist der Verband auf Warnungen des Bundeskartellamts. Die Behörde habe vor einer steigenden Marktmacht einzelner Energiekonzerne gewarnt und empfohlen, die Zuschlagsmengen bei Ausschreibungen zu begrenzen. Nach Angaben des BNE seien gerade große Energiekonzerne bereits frühzeitig in die Ausgestaltung des Gesetzes eingebunden worden. Ziel sei unter anderem gewesen, Batteriespeicher faktisch von den Ausschreibungen auszuschließen.
Der Verband sieht darin einen zentralen Kritikpunkt des Strom-VKG. Nach Einschätzung des BNE benachteiligen die Ausschreibungen Batteriespeicher und andere Flexibilitätsoptionen, obwohl diese in vielen Fällen günstiger sein könnten als neue Gaskraftwerke. Die EU verlange bei staatlichen Fördermechanismen jedoch grundsätzlich Technologieoffenheit.
Darüber hinaus kritisiert der Verband die Annahmen zu Kosten und Marktmodellen. Diese würden teilweise deutlich von Auktionsergebnissen in anderen europäischen Staaten abweichen. Deshalb bestehe die Gefahr, dass die tatsächlichen Kosten der geplanten Ausschreibungen unterschätzt würden.
Alternativer Vorschlag
Der BNE widerspricht zudem der Annahme, neue Kraftwerke könnten sich im bestehenden Strommarkt nicht ausreichend refinanzieren. Die Debatte konzentriere sich aus Sicht des Verbands zu stark auf wenige Hochpreisstunden am Spotmarkt. Tatsächlich würden Kraftwerke ihre Strommengen bereits Jahre im Voraus über den Terminmarkt verkaufen. Dadurch könnten Betreiber Einnahmen erzielen, auch wenn die Anlagen zum späteren Lieferzeitpunkt wegen hoher Einspeisung erneuerbarer Energien nur eingeschränkt genutzt würden.
Als Alternative zum Strom-VKG schlägt der Verband eine sogenannte Absicherungspflicht vor. Diese würde Stromlieferanten verpflichten, verkaufte Strommengen frühzeitig am Terminmarkt abzusichern. Laut BNE könnten dadurch Investitionssignale für neue steuerbare Kapazitäten entstehen, ohne dass staatliche Förderungen notwendig würden.
Klagen in Vorbereitung
Nach Einschätzung des Verbands hätte ein solches Modell zudem europarechtliche Vorteile. Da keine staatlichen Subventionen flössen, wäre auch keine beihilferechtliche Genehmigung durch die EU erforderlich. Der BNE verweist darauf, dass Speicherbetreiber und Kanzleien bereits rechtliche Schritte gegen das Strom-VKG vorbereiteten. Die daraus entstehenden Unsicherheiten könnten den Ausbau neuer steuerbarer Kapazitäten weiter verzögern.
BNE-Geschäftsführer Robert Busch warnt vor langfristigen Folgen des Vorhabens: „Das Strom-VKG und der anschließende Kapazitätsmarkt drohen zu einem dauerhaften Kostenrisiko für Industrie und Verbraucher zu werden.“ Wer an marktwirtschaftlichen Prinzipien festhalten wolle, könne „keinen solchen Subventionsmechanismus etablieren“. Die daraus entstehende „Sozialisierung der Risiken“ passe nicht zum ordnungspolitischen Anspruch des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE), urteilt Busch.
Die 149-seitige Studie „Erforderlichkeit und Geeignetheit von Kapazitätsmechanismen“ lässt sich über die Internetseite von Connect Energy Economics downloaden.
Förderportal für neue E-Fahrzeuge gestartet
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
ELEKTROFAHRZEUGE. Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (Bafa) hat das Portal für die neue E-Auto-Förderung freigeschaltet.
Privatpersonen können seit dem 19. Mai Zuschüsse für neu zugelassene Elektroautos, Plug-in-Hybride und Elektrofahrzeuge mit Reichweitenverlängerer beantragen, teilten das Bafa und das Bundesumweltministerium am 19. Mai mit. Förderfähig sind Fahrzeuge, die seit dem 1. Januar 2026 erstmals zugelassen wurden oder noch zugelassen werden.
Das Bundesumweltministerium begründet die rückwirkende Förderung mit dem Ziel, Kaufzurückhaltung zu Beginn des Jahres zu vermeiden. Nach Angaben des Ministeriums wurden zwischen Januar und April 2026 rund 224.000 batterieelektrische Fahrzeuge neu zugelassen. Der Anteil an den Neuzulassungen lag demnach bei 23,6 Prozent.
Die Förderung richtet sich nach Einkommen, Familiengröße und Fahrzeugtyp. Der Zuschuss liegt zwischen 1.500 und 6.000 Euro. Das Programm umfasst sowohl Kauf als auch Leasing von Neufahrzeugen. Für den Zeitraum von 2026 bis 2029 stehen laut Bundesumweltministerium drei Milliarden Euro bereit. Das Ministerium geht von rund 800.000 geförderten Fahrzeugen aus.
„Wir tun mit diesem Förderprogramm etwas für die Umwelt, für die Autoindustrie und für die Haushalte, die sich sonst kein Elektroauto leisten könnten. Das ist angesichts der geopolitischen Lage wichtiger denn je. Denn die aktuelle fossile Krise ist längst nicht vorbei und könnte jederzeit wiederkommen“, lässt sich Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD) in der Mitteilung zitieren.
Bericht zu Wettbewerb bei Fernwärme kommt Ende des Sommers
Quelle: Pixabay / Jürgen Sieber
ÖSTERREICH. Vor allem geht es um mehr Transparenz und eine bessere Vergleichbarkeit der Preise. Auch die Empfehlung der IEA, für eine konsequentere Marktkontrolle zu sorgen, wird begrüßt.
Österreichs Bundeswettbewerbsbehörde (BWB) wird den Bericht zur ihrer Untersuchung der Fernwärmebranche Ende des Sommers veröffentlichen. Das berichtete die Leiterin der BWB, die Generaldirektorin für Wettbewerb, Natalie Harsdorf, am 19. Mai im Klub der Wirtschaftspublizisten in Wien.
Ihr zufolge werden darin die regionalen Fernwärmemärkte, die Akteure sowie die jeweiligen Herausforderungen behandelt. Ferner wird die BWB laut Harsdorf „wettbewerbliche Leitplanken für eine mögliche Regulierung aufstellen“. Die Bundesregierung überlegt, die Strom- und Gasmarkt-Regulierungsbehörde E-Control künftig auch mit der Überwachung des Fernwärmesektors zu betrauen.
Laut Harsdorf ist die Fernwärmeversorgung grundsätzlich in monopolistischen Einzelmärkten organisiert, was aus Sicht des Wettbewerbs suboptimal ist. Auf die genauen Inhalte der Untersuchung wollte die Wettbewerbsdirektorin nicht eingehen, bekundete aber: „Wichtig sind uns mehr Transparenz und eine bessere Vergleichbarkeit der Preise.“ Prinzipiell teilt die BWB die Empfehlungen der Internationalen Energieagentur (IEA), für mehr Konsumentenschutz, mehr Preistransparenz und eine konsequente(re) Marktkontrolle zu sorgen, konstatierte Harsdorf auf Anfrage der Redaktion.
Wie gemeldet, hatte die IEA vergangene Woche ihren Länderbericht zu Österreich veröffentlicht. Mit der BWB sprachen die Vertreter der Agentur im Zuge der Erstellung des Berichts jedoch nicht, teilte Harsdorf der Redaktion mit. Den IEA-Bericht wird die BWB laut Harsdorf „sehr genau zur Kenntnis nehmen“. Die meisten Beschwerden erhalte sie zum Energiesektor im Allgemeinen, zur Fernwärme im Besonderen sowie zur Lebensmittelbranche. Ihre Branchenuntersuchung bezüglich der Fernwärme läuft seit Herbst 2024.
Kompetenzstärkung zu begrüßen
Im Grundsatz zu begrüßen sind Harsdorf zufolge die Pläne der österreichischen Bundesregierung, die Wettbewerbsbehörden zu stärken. Diesbezügliche Details sowie Zeitpläne kennt die Wettbewerbsdirektorin nach eigenem Bekunden nicht. Denkbar ist ihr zufolge, dass das Kartellgericht die Möglichkeit erhält, Unternehmen nach Branchenuntersuchungen der BWB „strukturelle Auflagen“ zu erteilen. Prinzipiell könnten diese bis zu Unternehmensentflechtungen gehen.
Zur Frage, was das für die Energiewirtschaft bedeuten könnte, wollte sich Harsdorf nicht äußern. Die BWB und die E-Control hatten in ihrem Bericht zum österreichischen Strom- und Gasmarkt vom 24. Juni vergangenen Jahres unter anderem auf wechselseitige Beteiligungen der Energieunternehmen verwiesen, die dem Wettbewerb alles andere als förderlich seien.
Quelle: E&M
Irankrieg führt zu starker Preissteigerung
STATISTIK. Der Energiepreisindex der Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft (VBW) ist im März 2026 um über 20 Prozent gestiegen.
Infolge des Irankriegs ist der VBW-Energiepreisindex im März 2026 stark gestiegen. Gegenüber Februar 2026 lag er um 22,6 Prozent höher, bei 132,6 Punkten. Das war der stärkste relative Anstieg des Index seit Beginn der Aufzeichnungen im Jahr 2005.
Überdurchschnittlich stark stieg im März der Teilindex für Primärenergie. Im Vergleich zum Vormonat legte der Index um über ein Drittel beziehungsweise um 33,5 Prozent auf 131,1 Punkte zu.
 |
| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: VBW |
Überdurchschnittlich stark stieg im März der Teilindex für Primärenergie. Im Vergleich zum Vormonat legte der Index um über ein Drittel beziehungsweise um 33,5 Prozent auf 131,1 Punkte zu.
Verantwortlich für den Anstieg des Teilindex gegenüber dem Vormonat war vor allem Erdöl. Während die inländischen Erzeugerpreise um 14,8 Prozent stiegen, verteuerte sich importiertes Erdöl um 45,9 Prozent. Neben den Einfuhrpreisen für Erdöl stiegen auch die Einfuhrpreise für Erdgas (+19,6 Prozent) und Steinkohle (+8,5 Prozent) merklich an. Die Erzeugerpreise für Braunkohle (±0,0 Prozent) veränderten sich gegenüber Februar hingegen nicht.
Der Teilindex für Sekundärenergie stieg im März um 13,4 Prozent auf 134,1 Punkte. Für den deutlichen Anstieg des Index gegenüber dem Vormonat waren vor allem die auf Erdöl basierenden Sekundärenergieträger Leichtes Heizöl (+53,4 Prozent), Diesel (+25,3 Prozent) und Flüssiggas (+18,5 Prozent) verantwortlich.
Die Strompreise entwickelten sich hingegen moderat, Fernwärme wurde gegenüber dem Vormonat (-0,1 Prozent) sogar minimal günstiger. Der Strompreisindex, der im Index für Sekundärenergie enthalten ist, lag im März 2026 bei 107,9 Punkten. Das waren 1,4 Prozent mehr als im Februar. Gegenüber März 2025 lagen die Strompreise hingegen etwas niedriger (-5,9 Prozent).
 |
| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: VBW |
Für die VBW ist klar: Die Strompreise am Standort sind schon seit langem zu hoch. „Die Unternehmen brauchen dringend echte Entlastungen. Die Einführung eines Industriestrompreises ist ein wichtiger Schritt. Entscheidend ist eine energiepolitische Strategie, die Versorgungssicherheit, Klimaziele und internationale Wettbewerbsfähigkeit gleichermaßen in Einklang bringt“, sagt VBW Hauptgeschäftsführer Bertram Brossardt.
Zum Hintergrund
Basisjahr für den vbw Energiepreisindex ist 2021 (2021=100). In den vbw Energiepreisindex fließen insgesamt 14 Einzelpreisindikatoren zu neun unterschiedlichen Energiearten ein. Die Gewichtung der einzelnen Energiearten erfolgt entsprechend ihrem jeweiligen Verbrauch in Bayern. Weitere Erläuterungen zum vbw Energiepreisindex finden Sie unter www.vbw-bayern.de/Energiepreisindex.
Windhundrennen um Netzanschlüsse auch in Hamburg vorbei
Quelle: Katia Meyer-Tien
STROMNETZ. Ende des Windhundprinzips auch in Hamburg: Der Netzbetreiber des Stadtstaats vergibt Anschlüsse für große Speicher oder Rechenzentren ab Juli nicht mehr nach Datum des Antragseingangs.
In Hamburg müssen Projektierer von Anlagen mit hohem Strombedarf umdenken. Ab dem zweiten Halbjahr stellt die Hamburger Energienetze GmbH die Vergabe von Netzanschlüssen um. Wie andernorts in Deutschland ist dann auch an der Elbe nicht länger entscheidend, wann ein Antrag auf Anschluss eingegangen ist.
Laut Mitteilung des Netzbetreibers der Hansestadt greift ab Juli das so genannte Repartierungsverfahren, wie es beispielsweise die Stromnetz Berlin AG im vergangenen Jahr für Großkunden eingeführt hatte (wir berichteten). Der Verteilnetzbetreiber will demnach die freien Kapazitäten möglichst transparent und diskriminierungsfrei unter den Antragstellenden verteilen. Zudem sollen flexible Anschlussvereinbarungen greifen. Sein Konzept nennt das Unternehmen „Fair Grid-Projekt“.
Für Industrieunternehmen mit hohem Stromverbrauch ändere sich nichts. Das gelte auch für den Anschluss von kleinen Solaranlagen, Wärmepumpen oder Wallboxen. Die Neuregelung zielt vielmehr auf Projektierer von Rechenzentren oder Batteriespeichern, in deren Bereich die Hamburger Energienetze einen „hohen Anstieg von Anschlussanträgen“ festgestellt hätten. Weil es sich hier um Anlagen mit einem Leistungsbedarf über 1,5 Megavoltampere (MVA) handelt, sei lediglich 1 Prozent aller Anschlussverfahren von der Umstellung betroffen.
Auch das Hamburger Stromnetz kann demnach die Menge der Anschlussanträge im MVA-Sektor nicht bewältigen, weswegen der Netzbetreiber nun gerechter sortieren will. Zugleich argumentieren die Hamburger Energienetze mit dem verzögerten Aus- und Neubau von Netzverknüpfungspunkten. Das wiederum liegt in der Zuständigkeit des Übertragungsnetzbetreibers 50 Hertz Transmission. Mit ihm, erklären die Hamburger weiter, arbeite das Unternehmen im Sinne eines beschleunigten Zubaus eng zusammen.
Weiterer Punkt im Gesamtkontext ist die bessere Auslastung von Netzanschlüssen. Hier erhoffen die Hanseaten sich Fortschritte, indem sie über mehr flexible Knoten Leistungen in lastarme Zeiten verschieben können. Das sei „für unsere Netzkunden eine solide und gerechte Übergangslösung, die Planungssicherheit schafft“, so Peter Wolffram, der für das Ressort Unternehmen und Kunde zuständige Geschäftsführer.
Insgesamt steckt der Verteilnetzbetreiber laut Michael Dammann, Geschäftsführer für Assetmanagement und Netzbetrieb, 600 Millionen Euro jährlich in den Ausbau der Strominfrastruktur.
Feldwerke sichert Kreditlinie für Agri-PV-Projekte
Quelle: Feldwerke
PHOTOVOLTAIK. Die Feldwerke GmbH hat eine revolvierende Kreditlinie über 12 Millionen Euro vereinbart. Damit sollen innerhalb von 18 Monaten Agri-PV-Projekte mit 100 MW umgesetzt werden.
Die Feldwerke GmbH mit Sitz in München hat ihre erste größere Fremdkapitalfinanzierung abgeschlossen. Ein nicht namentlich genannter französischer Debt Fund, der sich auf erneuerbare Energien spezialisiert hat, stellt dem Unternehmen im Rahmen einer revolvierenden Kreditlinie 12 Millionen Euro zur Verfügung. Einer Mitteilung zufolge soll das Kapital dazu beitragen, innerhalb der kommenden 18 Monate ein Portfolio von rund 100 MW an Agri-Photovoltaik-Anlagen zu realisieren.
Die Finanzierung markiere einen wichtigen Schritt für die weitere Expansion, heißt es in der Mitteilung weiter. Die nun vereinbarte Kreditlinie ist revolvierend ausgestaltet. Dies bedeutet, dass Mittel nach Fertigstellung und Übergabe einzelner Projekte erneut genutzt werden können. Dadurch könne Feldwerke mehrere Vorhaben parallel finanzieren und abwickeln. Das Unternehmen verfolgt das Ziel, Anlagen mit insgesamt 1.000 MW Leistung bis zum Jahr 2030 zu errichten. Derzeit entwickelt Feldwerke nach eigenen Angaben rund 50 Projekte mit zusammen mehr als 400 MW Leistung.
Die nun geschlossene Finanzierungsvereinbarung sei ein klares Indiz dafür, dass
institutionelle Kapitalgeber das Potenzial von Agri-PV als zukunftsweisende Form der Flächennutzung erkannt haben, sagt Nils Kuchenbuch. „Die revolvierende Kreditlinie gibt uns die Flexibilität, unser 100-MW-Portfolio zügig und kapitaleffizient umzusetzen“, so der Geschäftsführer der Feldwerke.
Bis 2030 rund 1.000 MW installierte Leistung
Das Unternehmen wurde im Jahr 2023 gegründet und hat bislang rund 20 MW an Agri-PV-Leistung errichtet. Dazu zählt auch eine Anlage in Oberndorf am Lech im bayerischen Landkreis Donau-Ries. Auf einer Fläche von 28 Hektar wurde im März dieses Jahres eine Anlage mit 17 MW in Betrieb genommen. Laut dem Projektentwickler ist es das größte Kombi-Projekt für Stromerzeugung aus Photovoltaik und landwirtschaftlicher Flächennutzung in Süddeutschland. Rund 90 Prozent der Fläche könnten landwirtschaftlich genutzt werden.
Feldwerke setzt in den Projekten auf einachsige Tracker-Systeme, die die Module dem Sonnenstand nachführen. Dadurch lasse sich die Stromerzeugung erhöhen und die Einspeisung in den Morgen- und Abendstunden verbessern.
Das Kapital aus der nun vereinbarten Kreditlinie soll ausschließlich in die Errichtung neuer Agri-PV-Anlagen fließen. Die Projekte befänden sich in unterschiedlichen Entwicklungsstadien – von der Planung bis zur Bauphase. Revolvierende Kreditlinien gelten in der Infrastrukturfinanzierung als übliches Instrument, um Bauphasen flexibel zu finanzieren. Sobald Projekte an langfristige Finanzierungen übergeben oder in Betrieb genommen werden, kann der Kreditrahmen erneut genutzt werden.
Nach Einschätzung des Unternehmens wächst das Interesse an Agri-PV bei Investoren und Finanzierern. Die kombinierte Nutzung der Flächen für Landwirtschaft und Stromerzeugung gilt als Vorteil gegenüber klassischen Freiflächenanlagen. Denn Wind- und Solarenergie sollen einen wesentlichen Beitrag zur Erreichung der Klimaziele auf europäischer und nationaler Ebene leisten. Gleichzeitig stellt jedoch der Klimawandel die Landwirtschaft vor neue Herausforderungen.
Mit Agri-Photovoltaik lassen sich drei Fliegen mit einer Klappe schlagen: die Erzeugung von Solarstrom steigern, die Resilienz landwirtschaftlicher Kulturen erhöhen und den gebeutelten Landwirten planbare Erlöse bescheren.
VEA registriert stabile Netzentgelte
Quelle: Fotolia / galaxy67
STROM. Der Bundesverband der Energie-Abnehmer (VEA) meldet für 2026 leicht sinkende Strom-Netzentgelte. Zugleich bleiben die Unterschiede zwischen den Netzbetreibern hoch.
Der Bundesverband der Energie-Abnehmer (VEA) hat am 19. Mai seinen Netznutzungsentgeltvergleich Strom 2026 veröffentlicht. Laut der Auswertung von 769 Netzbetreibern sind die durchschnittlichen Netzentgelte im Vergleich zum Vorjahr sowohl in der Mittel- als auch in der Niederspannung gesunken. Gleichzeitig verweist der Verband auf weiterhin erhebliche Preisunterschiede zwischen einzelnen Netzbetreibern.
Im Bereich mittelspannungsseitiger Lieferung und Messung (M/M) liegen die durchschnittlichen Netzentgelte laut VEA bei 5,62 Ct/kWh. Gegenüber dem Vorjahr entspricht das einem Rückgang um 1,19 Ct/kWh beziehungsweise 5,62 Prozent. Für niederspannungsseitige Lieferung und Messung (N/N) nennt der Verband durchschnittlich 9,70 Ct/kWh. Das seien 1,32 Ct/kWh beziehungsweise 9,70 Prozent weniger als im Vorjahresvergleich.
500 Prozent Preisunterschied
Trotz des Rückgangs bleiben die Unterschiede zwischen den Netzgebieten groß. Nach Angaben des VEA liegen die Entgelte der teuersten Netzbetreiber nahezu 500 Prozent über denen der günstigsten Anbieter. Mittelständische Sondervertragskunden zahlen bei den zehn teuersten Netzbetreibern im Durchschnitt 10,48 Ct/kWh in den M/M-Fällen und 18,27 Ct/kWh in den N/N-Fällen. Bei den zehn günstigsten Netzbetreibern liegen die Durchschnittswerte dagegen bei 2,20 Ct/kWh beziehungsweise 4,97 Ct/kWh.
 |
| Entwicklung der Netzentgelte in den letzten 15 Jahren. Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: VEA |
Zu den günstigsten Netzbetreibern in den M/M-Fällen zählen laut VEA unter anderem Energieversorgung Westenthanner, Gemeindewerke Langenpreising, Stadtwerke Waldkirchen und Nordnetz. Ebenfalls in der Gruppe der günstigsten Unternehmen vertreten seien Stadtwerke Olching, Stadtwerke Norden, Energieversorgung Guben, Stadtwerke Pritzwalk, Stadtwerke Schwarzenbach an der Saale sowie Strom- und Gasnetz Wismar.
Die höchsten durchschnittlichen Entgelte in den M/M-Fällen verzeichnet die Studie dagegen unter anderem bei Kraftwerk Köhlgartenwiese, Elektrizitätswerk Karl Stengle und Elektrizitätswerke Schönau Netze. Ebenfalls in der Gruppe der teuersten Netzbetreiber nennt der Verband Stadtwerke Schwerte, Gemeindewerke Frammersbach, Raiffeisenbank Greding-Thalmässing, Niedersachsen Ports, Stadtnetze Barmstedt, C. Ensinger und Elektrizitätswerk Hindelang.
Netzentgelte gesetzlich geregelt
Der VEA weist darauf hin, dass der Vergleich ausschließlich Sondervertragskunden mit kontinuierlicher Leistungsmessung betrachtet. In die Studie flossen 15 Abnahmefälle mit mittelspannungsseitiger Versorgung sowie drei Fälle mit niederspannungsseitiger Versorgung ein. Die Höhe der Netzentgelte hängt laut Verband nicht nur von der bezogenen Strommenge und Leistung ab, sondern auch von Kosten für Messung und Abrechnung. Besonders bei kleineren Bezugsmengen hätten diese Kosten einen deutlichen Einfluss auf den Durchschnittspreis.
Der Verband verweist zudem auf den regulatorischen Hintergrund der Netzentgelte. Grundlage sei das seit Juli 2005 geltende Energiewirtschaftsgesetz, nach dem sämtliche Netzentgelte von den zuständigen Regulierungsbehörden genehmigt werden müssen. Ziel sei ein diskriminierungsfreier und kostengünstiger Zugang zu den Stromnetzen als Voraussetzung für Wettbewerb im Energiemarkt.
Nach Angaben des VEA ist bei der Berechnung der Netznutzungsentgelte jeweils die höchste im Jahr aufgetretene Leistung für die Abrechnung maßgeblich.
Diese Visualisierung zeigt die Pläne Trianels für den Batteriepark in Waltrop. Quelle: Trianel
Frust und Freude rund um den Trianel Batteriepark Waltrop
STROMSPEICHER. Trianel zwischen Freude und Frust: Für eine 900-MW-Großbatterie in Waltrop sind alle Genehmigungen eingegangen, die zu erwartenden Netzentgelte für Speicher drücken auf die Stimmung.
Von Überschwang keine Spur: Die Trianel GmbH ist nicht rundum glücklich, da nun alle Genehmigungen für den geplanten Großspeicher im westfälischen Waltrop vorliegen. Vielmehr verwendet die Stadtwerke-Kooperation in einer Mitteilung viel Energie darauf, die drohenden Netzentgelte zu brandmarken.
Das Positive aus Sicht Trianels zuerst: Behördlicherseits spricht nun nichts mehr dagegen, das 900-MW-Projekt gemeinsam mit dem Investor Luxcara und dem Schweizer Projektentwickler BKW AG zu realisieren (wir berichteten). Bis zum 15. Mai gingen die bundesimmissionsschutzrechtliche Genehmigung der Bezirksregierung Recklinghausen für den Bau des Umspannwerks sowie die Bauerlaubnis für die einzelnen Batteriespeichersysteme (BESS) durch die Waltroper Stadtverwaltung ein.
Damit wollen die Projektbeteiligten, die in der Trianel Batteriepark Waltrop GmbH & Co. KG (TBW) zusammenarbeiten, in Kürze die finale Investitionsentscheidung für den Speicher fällen. Er soll mehrere Hundert Millionen Euro kosten und über eine Speicherkapazität von 1,8 Millionen kWh verfügen.
Die Fläche für den Speicher ist laut Mitteilung gesichert, es handelt sich um eine frühere Baueinrichtungsfläche für das von Trianel betriebene Steinkohlekraftwerk Lünen. Netzbetreiber Amprion habe den erforderlichen Netzanschluss zugesagt, heißt es weiter. Ferner seien Aufträge für Großkomponenten ausgeschrieben und erste Verträge unterzeichnet. Auch der Baubeschluss stehe kurzfristig an.
Die Freude ist gleichwohl getrübt. Der Waltroper Batteriepark wäre direkt betroffen, sollte die Netzentgeltbefreiung für jene Speicherprojekte wegfallen, die bis August 2029 in Betrieb gehen. Daran arbeitet die Bundesnetzagentur derzeit. In seiner Kritik reklamiert Sven Becker, Sprecher der Trianel-Geschäftsführung, hingegen einen „angemessenen Vertrauensschutz“ für lange in der Planung befindliche Projekte.
Der Trianel-Chef moniert die „erhebliche Verunsicherung bei allen Marktteilnehmern“, wenn Spielregeln nachträglich verändert würden. Dies sei eine Belastung sowohl für unmittelbar anstehende als auch zukünftige Investitionsentscheidungen. Er fordert „zwingend eine Übergangsregelung“ für Projekte wie das der TBW, in die bereits erhebliche Investitionen geflossen seien und die einen hohen Reifegrad erreicht hätten.
Zwei neue Phasenschieber für höhere Steuerbarkeit
Quelle: 50 Hertz
STROMNETZE. Der Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz hat im Umspannwerk Vierraden an der deutsch-polnischen Grenze zwei weitere Phasenschiebertransformatoren in Betrieb genommen.
Der Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz hat nun insgesamt vier Phasenschieber im Umspannwerk Vierraden zur Verfügung. Sie verbessern laut dem Unternehmen die Steuerbarkeit der Stromflüsse an der deutsch-polnischen Grenze und erhöhen damit auch die Übertragungskapazität. Die Investitionskosten liegen laut 50 Hertz im zweistelligen Millionenbereich pro Gerät.
Phasenschiebertransformatoren ermöglichen es, den Lastfluss im Höchstspannungsnetz gezielt zu beeinflussen. Das Umspannwerk Vierraden nahe Schwedt (Brandenburg) ist ein zentraler Netzknoten an der deutsch-polnischen Grenze. Über zwei grenzüberschreitende Leitungen bestehen Verbindungen in das polnische Übertragungsnetz.
In der Vergangenheit kam es hierbei immer wieder zu ungeplanten Ringflüssen: Strom floss von Deutschland über Polen und über eine andere Leitung wieder zurück ins Netzgebiet von 50 Hertz. Mit den zwei neuen Phasenschiebertransformatoren sollen solche Effekte begrenzt werden, teilte der Netzbeitreiber weiter mit.
Zudem können künftig zwei statt bislang nur einer Kuppelleitung nach Polen aktiv genutzt werden. Die grenzüberschreitende Übertragungskapazität steigt dadurch von rund 600 MW auf etwa 1.000 MW.
Eon und URW planen Schnelllader an Einkaufszentren
Quelle: Jonas Rosenberger
ELEKTROFAHRZEUGE. Unibail-Rodamco-Westfield und Eon wollen die Ladeinfrastruktur an vier Einkaufszentren ausbauen. Geplant sind insgesamt 308 zusätzliche Schnellladepunkte.
Unibail-Rodamco-Westfield (URW) und Eon wollen die Ladeinfrastruktur an vier Einkaufs- und Freizeitstandorten in Deutschland deutlich erweitern. Wie die Unternehmen mitteilten, sollen in den kommenden Jahren insgesamt 308 neue Schnellladepunkte in den Centern Westfield Centro in Oberhausen, Westfield Ruhr Park in Bochum, Westfield Hamburg-Überseequartier sowie im Paunsdorf Center in Leipzig entstehen. Damit werde das aktuelle Angebot an Schnellladepunkten mehr als vervierfacht.
Die ersten Ladepunkte im Hamburger Überseequartier sollen laut Mitteilung bis Ende 2026 in Betrieb gehen. Für die übrigen drei Standorte ist der Start ab Mitte 2027 geplant. Installiert werden sollen Schnellladesysteme mit 50 kW Ladeleistung sowie Schnell- und Superschnelllader mit bis zu 200 beziehungsweise 400 kW. Das Angebot soll sowohl Nutzer ansprechen, die nur einen kurzen Stopp einlegen, als auch Nutzer, die längere Zeit zum Laden haben.
URW erklärte, mit dem Ausbau wolle das Unternehmen den eigenen Nachhaltigkeitsplan „Better Places“ weiter umsetzen und zugleich die Anforderungen von Kundinnen und Kunden berücksichtigen. Im Rahmen des Nachhaltigkeitsprogramms hat sich URW zum Ziel gesetzt, bis 2030 in der gesamten Unternehmensgruppe insgesamt 4.000 Ladepunkte auszubauen.
Auch Eon verweist auf die Bedeutung von Einkaufs- und Freizeitstandorten für den Ausbau der Ladeinfrastruktur. Timo Sillober, CEO von Eon Drive Infrastructure, weist auf eine Umfrage von Eon aus dem Sommer 2025 hin. Diese habe ergeben, dass 70 Prozent der Fahrerinnen und Fahrer von Elektroautos Lademöglichkeiten an Einkaufszentren erwarten. Damit leiste man einen Beitrag zur Mobilitätswende im Alltag.
Unibail-Rodamco-Westfield betreibt nach eigenen Angaben 66 eigene Einkaufszentren in Europa und den USA, davon 41 unter der Marke Westfield. Das Immobilienportfolio der Gruppe wird mit einem Wert von rund 49 Milliarden Euro angegeben.
Energiewirtschaft spitze im Klimaschutz
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.
 |
| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Die Übersicht der Treibhausgasemissionen nach Sektoren in Deutschland zeigt seit 1990, dass die Energiewirtschaft die größten Fortschritte in der Reduktion macht.
Statt knapp 500 Millionen Tonnen CO2 emittierte die Energiewirtschaft 2025 nur noch 189 Millionen. Die gesamten Treibhausgasemissionen in Deutschland betrugen im selben Jahr rund 649 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente. Damit wurde die gesetzlich erlaubte, angepasste Jahresemissionsgesamtmenge von 662 Millionen Tonnen CO2-Äquivalenten unterschritten, wie das Umweltbundesamt (UBA) ermittelte.
Diese Werte sind im Klimaschutzgesetz vom Dezember 2019 erlassen worden. Laut dem Gesetz sollen die Treibhausgasemissionen bis 2030 um 65 Prozent gegenüber dem Jahr 1990 reduziert werden. Das Klimaschutzgesetz gab darüber hinaus einzelne Emissionsziele für die in der Statistik aufgeführten Sektoren bis zum Jahr 2030 vor. Vor allem Gebäudesektor und Verkehr konnten ihre Vorgaben bislang nicht erreichen.
Quelle: Jonas Rosenberger
Bund leitet Wiederverkauf von Uniper ein
UNTERNEHMEN. Der Bund prüft verschiedene Optionen für den Wiederverkauf des Energiekonzerns Uniper − auch ein Börsengang ist im Gespräch.
Rund dreieinhalb Jahre nach der Verstaatlichung des Energiekonzerns Uniper beginnt die Bundesregierung mit dem Wiederverkauf des Unternehmens. Dabei prüft der Bund neben einem Verkauf offenbar auch einen Börsengang, wie aus einer am 19. Mai in der „Financial Times“ veröffentlichten Anzeige hervorgeht. Eine endgültige Entscheidung über Umfang, Zeitpunkt oder Form einer möglichen Transaktion ist demnach aber noch nicht gefallen. Uniper befindet sich aktuell zu gut 99 Prozent in der Hand des deutschen Staates.
Auch die „Süddeutsche Zeitung“ berichtete am 19. Mai ähnlich unter Berufung auf eigene Informationen. Demnach scheint der Bund für einen Verkauf eines oder mehrerer Aktienpakete an Investoren offen, infrage komme aber auch ein Börsengang sowie eine Kombination aus beidem. Nach Informationen der Zeitung können sich Firmen, die sich an Uniper beteiligen wollen, bis zum 12. Juni beim Finanzministerium melden. Dabei würden einzig langfristig orientierte Investoren gesucht, die zudem den Energiekonzern als Ganzes erhalten wollten. Mögliche Abschlüsse seien dann bis November geplant. Parallel dazu werde an einem Börsengang im Januar 2027 gearbeitet.
Uniper ist einer der größten Energiekonzerne Europas
„Uniper freut sich über die heutige Ankündigung des Bundesministeriums der Finanzen“, erklärte Uniper-Chef Michael Lewis in einem Statement des Unternehmens. Der Konzern sei nun stabiler, resilienter und strategisch klarer aufgestellt. Das Geschäft sei konsequent auf verlässliche Erträge ausgerichtet und Uniper verfüge über eine starke Bilanz. „Damit sind wir nicht nur wieder in der Lage, Dividenden auszuschütten, sondern können zugleich gezielt in Wachstum und Transformation investieren − mit einer klaren Strategie für nachhaltigen Wert und Versorgungssicherheit.“ Über Form und Zeitplan der Reprivatisierung entscheide aber der Bund, betonte der Konzern.
Uniper war als größter deutscher Gasimporteur 2022 in Schieflage geraten, als Russland nach dem Angriff auf die Ukraine kein Gas mehr lieferte. Deutschland rettete das Unternehmen mit Milliarden-Beihilfen und wurde quasi Alleineigentümer. Die EU hatte die Beihilfen damals unter vielen Auflagen erlaubt. Eine davon ist, dass Deutschland seine Beteiligung bis Ende 2028 auf höchstens 25 Prozent plus eine Aktie wieder reduzieren muss.
Uniper zählt bei Stromerzeugung und Gashandel zu den größten Energieunternehmen Europas. Zu seinen Kunden zählen rund 1.000 Stadtwerke und Firmen. Der Konzern betreibt unter anderem Steinkohle- und Gaskraftwerke in Deutschland, Großbritannien und Schweden. Strom erzeugt Uniper auch aus Wasserkraft. In Schweden ist Uniper Mehrheitseigentümerin eines Atomkraftwerks. In Deutschland ist das Unternehmen auch größter Betreiber von Gasspeichern. Ende März beschäftigte die Firma mit Hauptsitz in Düsseldorf knapp 7.200 Menschen.
Finanzierungsallianz für öffentliche Energieprojekte
Quelle: Shutterstock / Anton Vierietin
WIRTSCHAFT. Eine Allianz aus dem Energiedienstleister „1KOMMA5Grad“ und zwei Banken wollen sich gemeinsam an öffentlichen Ausschreibungen beteiligen.
Das Energieunternehmen Einskommafünfgrad, die Norddeutsche Landesbank und die Deutsche Bank haben eine Finanzierungsallianz geschlossen, um die Energiewende im öffentlichen Sektor deutlich zu beschleunigen. Laut einer Mitteilung der Partner, sei das Ziel der Allianz, sich kurzfristig bundesweit an öffentlichen Vergabeverfahren zu beteiligen und die entsprechenden Projekte gemeinsam umzusetzen. Dafür steht laut der Partner ein Finanzierungsrahmen von bis zu 500 Millionen Euro bereit.
Einskommafünfgrad übernimmt nach eigenen Angaben Planung, Installation und Betrieb der Anlagen. Nord/LB und Deutsche Bank strukturieren die Finanzierung. Nach Angaben der Partner erfolgt die Finanzierung vollständig über privates Eigen- und Fremdkapital.
„Allein für die öffentliche Hand in Deutschland bietet unser Modell das Potenzial, die Energiekosten über die nächsten 20 Jahre um bis zu 3 Milliarden Euro und damit den Einsatz von Steuergeldern zu senken“, erklärte Marvin Endres, Geschäftsführer Einskommafünfgrad Commercial Solutions. Potenzial sei mit mehr als 120.000 öffentlichen Gebäuden bundesweit vorhanden.
Start mit Landesgebäuden in Niedersachsen
Erstes Referenzprojekt ist Niedersachsen, teilten Dienstleister und Banken dazu weiter mit. Dort erhielt Einskommafünfgrad Ende 2025 den Zuschlag für ein Photovoltaikprogramm auf 550 Landesgebäuden in der Region Südost. Die Nord/LB begleitet die Finanzierung mit rund 25 Millionen Euro. Auftraggeber war das niedersächsische Finanzministerium.
Nach Darstellung der Unternehmen sollen öffentliche Auftraggeber bei dem Modell lediglich geeignete Dach- und Flächen bereitstellen. Investitionen und Betrieb liegen bei den Projektpartnern. Die Allianz beziffert mögliche Einsparungen bei den Stromkosten der öffentlichen Hand auf 30 bis 40 Prozent.
Kern des Konzepts ist ein digitales Energiemanagementsystem des Energiedienstleisters Einskommafünfgrad. Es verknüpft Stromerzeugung, Speicher und Verbrauch. Ergänzend planen die Unternehmen den Einsatz von Batteriespeichern und Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge.
Die Partner verweisen auf den hohen Investitionsbedarf öffentlicher Gebäude. Gleichzeitig fehlten vielen Kommunen und Ländern personelle und finanzielle Ressourcen für die Umsetzung größerer Energieprojekte. Die Allianz will so diese Hürden mit einem privat finanzierten Betreibermodell umgehen.
Frank etabliert Doppelspitze
Benedikt Leidorf (links) und Nick Zippel. Quelle: Frank
UNTERNEHMEN. Das Beratungs- und Dienstleistungsunternehmen „FRANK“ macht sein Energiegeschäft zu einem eigenständigen Geschäftsbereich. Die Geschäftsführung wird von einem Duo übernommen.
Die Hamburger Unternehmen „FRANK“ will sein Energiegeschäft zu einem eigenständigen Geschäftsbereich weiterentwickeln. Das Unternehmen sieht den Markt für dezentrale Energielösungen im Immobiliensektor vor einem breiteren Hochlauf. Hintergrund sind regulatorische Vorgaben, die Elektrifizierung von Wärmeversorgung und Mobilität sowie steigende Energiekosten.
Für Frank ist das der nächste wichtige Skalierungsschritt. „FRANK ECOenergy“ verfüge über mehr als zwölf Jahre operative Erfahrung in der dezentralen Energieversorgung und im Bereich Energie-Contracting, heißt es in einer Mitteilung. Aktuell werden rund 6.100 Wohneinheiten mit Wärme, Mieterstrom oder beidem versorgt – auf Basis einer installierten thermischen Leistung von über 15 MW sowie einer Photovoltaikleistung von rund 2.400 kW. Darüber hinaus befinden sich Projekte mit einer geplanten thermischen Leistung von rund 7,5 MW in der Projektierung.
Künftig soll der Bereich Energy Solutions direkt an die Geschäftsführung angebunden sein. Die Leitung des neuen Geschäftsbereichs übernimmt Benedikt Leidorf als Director Energy Solutions. Er verantwortet den Ausbau der Strukturen sowie die Weiterentwicklung der Geschäftsmodelle im Bereich Dekarbonisierung und Energie-Contracting. „Benedikt Leidorf hat wesentlichen Anteil am Erfolg der Frank Ecoenergy. Was wir für den eigenen Bestand und ausgewählte Kunden anbieten, wollen wir künftig skalieren“, erklärt Ulf Schauenburg, Geschäftsführer bei Frank.
Zweiter Geschäftsführer ab Juni
Ab Juni 2026 erweitert Frank die Geschäftsführung der Frank Ecoenergy GmbH. Neben Benedikt Leidorf wird künftig Nick Zippel als zweiter Geschäftsführer tätig sein. Zippel war Mitgründer und geschäftsführender Gesellschafter der Unternehmen Sager & Deus sowie Paul Opländer. Dort lag der Schwerpunkt auf Gebäudetechnik. Später gründete er mit NAEXT ein Unternehmen für modulare Energiespeicher und Sektorenkopplung. Zuletzt arbeitete Zippel als Geschäftsführer und Chief Innovation Officer der HWP Handwerkspartner-Gruppe aus dem Umfeld der Goldbeck-Gruppe. Dort verantwortete er unter anderem die Bereiche technische Gebäudeausrüstung, Dach und Solar.
Frank plant nach eigenen Angaben, bestehende Produkte zu skalieren und weitere Geschäftsmodelle im Umfeld der Sektorenkopplung zur Marktreife zu bringen. Leidorf soll dabei die Bereiche Struktur, Geschäftsmodellentwicklung und interne Prozesse verantworten. Zippel übernimmt Aufgaben in den Bereichen Innovation, Vertrieb und strategische Partnerschaften.
Rheinenergie gründet Joint Venture für Energiekonzepte
Quelle: Joachim Wendler / Fotolia
FUSION. Rheinenergie baut ihr Geschäft mit Energiekonzepten für Logistikimmobilien und Rechenzentren aus. Dafür gründet der Versorger ein Joint Venture mit „OSMAB“.
Der regionale Energieversorger und Energiedienstleister aus Köln und die „OSMAB Holding AG“ aus dem benachbarten Rösrath (Nordrhein-Westfalen) haben das Gemeinschaftsunternehmen „REMAB Energie GmbH“ gegründet. Die neue Gesellschaft soll integrierte Energiekonzepte für verschiedene Immobilienklassen entwickeln und umsetzen, wie die Partner in einer Mitteilung bekannt geben. Im Mittelpunkt sollen insbesondere Logistikimmobilien und Rechenzentren im Raum Köln stehen.
Nach Angaben der Partner soll das neue Unternehmen immobilientechnisches Know-how mit energiewirtschaftlicher Expertise verbinden. Besonders bei Rechenzentren spiele das eine wichtige Rolle. Diese weisen einen hohen Strombedarf auf, für den die neue Gesellschaft Versorgungslösungen entwickeln will. Gleichzeitig plant Remab Konzepte zur Nutzung von Abwärme aus Rechenzentren. Diese sollen individuell ausgearbeitet und an gesetzliche Vorgaben angepasst werden.
Die Rheinenergie bringt das Portfolio ihres Geschäftsbereichs „next energy solutions“ in das Joint Venture ein. Unter dieser Marke bietet der Versorger bundesweit Contracting- und Energiedienstleistungen für Industrie, Gewerbe und die Immobilienwirtschaft an. Osmab entwickelt und verwaltet Büro- und Logistikimmobilien auf deutschem Boden. Darüber hinaus investiert das Unternehmen in erneuerbare Energien und betreibt ein eigenes Facility-Management für sein Immobilienportfolio. Das Angebot der nun gegründeten „REMAB Energie GmbH“ reicht laut Mitteilung von Photovoltaik-Aufdachanlagen und Mieterstrommodellen bis zu Konzepten für dezentrale Stromerzeugung und intelligente Medienversorgung.
Frühzeitige energeitsche Ausrichtung
Emil Issagholian, Leiter des Geschäftsbereichs Energiedienstleistungen und Fernwärme der Rheinenergie, verwies auf die wachsende Bedeutung der Region Köln für die Logistikbranche und für Rechenzentren. „Mit der Osmab haben wir einen Partner, der Immobilien nicht nur entwickelt, sondern langfristig hält“, erklärte er laut Mitteilung. Dadurch könnten Gebäude frühzeitig energetisch ausgerichtet werden.
Auch Osmab sieht in Rechenzentren ein wachsendes Geschäftsfeld. Ingo Süßmilch, Finanz- und Personalvorstand der Osmab Holding AG, erklärte, energieintensive Nutzungen benötigten einen erfahrenen Partner für Energiefragen. Dies sei entscheidend für Wirtschaftlichkeit und Zukunftsfähigkeit solcher Projekte.
Die Partner sehen das Joint Venture auch als Beitrag zur Dekarbonisierung von Immobilienstandorten in der Region Köln. Die Konzepte sollen sowohl bei Neubauten als auch bei bestehenden Objekten zum Einsatz kommen.
DIE E&M DAILY ALS PDF LESEN
MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Trump bremst Rallye am Energiemarkt
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
US-Präsident Donald Trump hat vorerst nach eigener Aussage auf einen eigentlich für diesen Dienstag geplanten Angriff auf den Iran verzichtet. Anleger werten dies als Hinweis, dass die Verhandlungen zwischen Iran und den USA weiterlaufen. Trump warnte jedoch, das US-Militär sei bereit, jederzeit einen vollständigen, groß angelegten Angriff auf den Iran durchzuführen, falls kein akzeptables Abkommen erreicht werde. Die Aussagen Trumps haben die Aufwärtstendenz an den Energiemärkten gedämpft, doch die Preise bleiben zumeist auf einem erhöhten Niveau. Die mangelnde Klarheit über diplomatische Fortschritte und das Risiko einer erneuten Eskalation lassen die Märkte weiterhin vorsichtig agieren.
Strom: Tendenziell mit moderaten Abgaben hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt, was Händler mit einer leichten Entspannung im Mittleren Osten in Verbindung brachten. Der Day-ahead verlor 19,25 auf 109,00 Euro je Megawattstunde im Base und 20,50 auf 86,25 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse wurde die Grundlast mit 108,90 Euro ermittelt, die Spitzenlast mit 86,01 Euro. Händler verweisen auf die höheren Beiträge von Wind und Solar als Grund für die Abschläge beim Day-ahead. Während die Meteorologen von Eurowind für den Berichtstag 18,8 Gigawatt an Erneuerbaren-Beiträgen prognostizieren, sollen am Mittwoch 24,7 Gigawatt zusammenkommen. Für den Donnerstag rechnet Eurowind mit Einspeisemengen in ähnlicher Höhe wie am Mittwoch. Etwas geringer dürften die Beiträge von Wind und Solar am Freitag und Samstag ausfallen.
Am langen Ende verlor das Strom-Frontjahr 0,39 auf 92,65 Euro.
CO2: Schwächer haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.25 Uhr um 0,82 auf 74,73 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 9,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 75,80 Euro, das Tief bei 74,69 Euro. Aktuell kämpft der Dec 26 mit der Unterstützung zwischen 74,74 und 75,00 Euro. Das primäre Ziel der CO2-Bullen dagegen ist die Überwindung des Widerstands bei 77 Euro. Die Schwäche von CO2 am Berichtstag spiegelt die Ängste vor Stagflationstendenzen angesichts des erhöhten Preisniveaus von Gas, Kohle und Öl wider. Was die Positionierung betrifft, wurde die jüngste Rallye in erster Linie durch Short-Covering und weniger durch neue Direktkäufe getrieben. Damit sich ein Aufwärtstrend nachhaltig fortsetzen kann, müssen jedoch neue Long-Positionen entstehen – und diese Überzeugung ist noch nicht erkennbar. Bis dahin dürfte sich der Markt wahrscheinlich in einer Spanne von 74 bis 77 Euro bewegen, so die Analysten von Vertis.
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Dienstag fester gezeigt. Der Frontmonat Juni am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.20 Uhr um 0,659 auf 50,750 Euro je Megawattstunde. Der Day-ahead am deutschen THE erhöhte sich um 1,965 auf 51,550 Euro je Megawattstunde. Die Erdgaspreise halten sich angesichts des anhaltenden Iran-Konflikts, der die Sorgen um die weltweite Versorgung schürt, über der Marke von 50 Euro pro Megawattstunde. Ein sich verknappender LNG-Markt beginnt bereits, Europa zu belasten: Laut ANZ-Analysten gingen die Importe nach Europa im vergangenen Monat im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um 7 Prozent zurück, da aufgrund von Lieferengpässen immer mehr Lieferungen nach Asien umgeleitet werden. Unterdessen könnten mögliche streikbedingte Störungen im australischen Ichthys-LNG-Werk die Lage verschärfen und wichtige Abnehmer wie Japan und Taiwan belasten.
ENERGIEDATEN:
E&M STELLENANZEIGEN
IHRE E&M REDAKTION:
Stefan Sagmeister (Chefredakteur, CVD print, Büro Herrsching)
Schwerpunkte: Energiehandel, Finanzierung, Consulting
Schwerpunkte: Energiehandel, Finanzierung, Consulting
Korrespondent Brüssel: Tom Weingärnter
Korrespondent Wien: Klaus Fischer
Korrespondent Zürich: Marc Gusewski
Korrespondenten-Kontakt: Kerstin Bergen
Korrespondent Wien: Klaus Fischer
Korrespondent Zürich: Marc Gusewski
Korrespondenten-Kontakt: Kerstin Bergen
Darüber hinaus unterstützt eine Reihe von freien Journalisten die E&M Redaktion.
Vielen Dank dafür!
Zudem nutzen wir Material der Deutschen Presseagentur und Daten von MBI Infosource.
Vielen Dank dafür!
Zudem nutzen wir Material der Deutschen Presseagentur und Daten von MBI Infosource.
IMPRESSUM
Energie & Management Verlagsgesellschaft mbH
Schloß Mühlfeld 20 - D-82211 Herrsching
Tel. +49 (0) 81 52/93 11 0 - Fax +49 (0) 81 52/93 11 22
info@emvg.de - www.energie-und-management.de
Geschäftsführer: Martin Brückner
Registergericht: Amtsgericht München
Registernummer: HRB 105 345
Steuer-Nr.: 117 125 51226
Umsatzsteuer-ID-Nr.: DE 162 448 530
Wichtiger Hinweis: Bitte haben Sie Verständnis dafür, dass die elektronisch zugesandte E&M daily nur von der/den Person/en gelesen und genutzt werden darf, die im powernews-Abonnementvertrag genannt ist/sind, bzw. ein Probeabonnement von E&M powernews hat/haben. Die Publikation - elektronisch oder gedruckt - ganz oder teilweise weiterzuleiten, zu verbreiten, Dritten zugänglich zu machen, zu vervielfältigen, zu bearbeiten oder zu übersetzen oder in irgendeiner Form zu publizieren, ist nur mit vorheriger schriftlicher Genehmigung durch die Energie & Management GmbH zulässig. Zuwiderhandlungen werden rechtlich verfolgt.
© 2026 by Energie & Management GmbH. Alle Rechte vorbehalten.
Gerne bieten wir Ihnen bei einem Nutzungs-Interesse mehrerer Personen attraktive Unternehmens-Pakete an!
Folgen Sie E&M auf:
