Sebastian Herkel, Abteilungsleiter für energieeffiziente Gebäude am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE), stellte die Bedeutung des Energieträgerwechsels heraus. Dieser sei insbesondere im deutschen Gebäudebestand oft wirksamer als sehr hohe Sanierungsstandards. Gleichzeitig müssten Mindeststandards der Häuser verbessert werden. Andernfalls reichten die verfügbaren Erneuerbaren nicht aus, um den Gebäudebestand vollständig zu dekarbonisieren.

Den größten Sanierungsbedarf sieht Herkel bei den Ein- und Zweifamilienhäusern, die in den 20 Jahren nach dem Zweiten Weltkrieg errichtet wurden. Viele Eigentümer verfügten jedoch nicht über die finanziellen Mittel für umfangreiche Modernisierungen. „Das Vermögen der darin Wohnenden genügt zumeist nicht für die notwendigen Maßnahmen, weswegen sie Unterstützung brauchen“, sagte Herkel.

Förderung in der Anpassung

Die Politik sieht den Handlungsbedarf, versicherte Alexander Renner, Referatsleiter für Grundsatzfragen der Gebäudeenergie im Bundeswirtschaftsministerium (BMWE). Er kündigte Anpassungen mit dem Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) beim Förderrecht und zusätzliche Marktanreize an. Ziel sei es, Investitionen in klimafreundliche Heizungen und Sanierungen zu erleichtern.

Renner betonte zudem die Bedeutung der Energieberatung. Gerade private Hauseigentümer stünden häufig vor Entscheidungen, die sie nur einmal träfen und die für mehrere Jahrzehnte wirkten. Die Wahl einer neuen Heizung oder einer umfassenden Sanierung habe Auswirkungen auf die nächsten 30 Jahre. Bis zur angestrebten Klimaneutralität Deutschlands blieben jedoch nur noch knapp 20 Jahre Zeit.

Mieten im Blick behalten

Axel Gedaschko, Präsident des Bundesverbandes deutscher Wohnungs- und Immobilienunternehmen (GdW), forderte eine stärkere Unterstützung einkommensschwächerer Haushalte. Viele energetisch besonders schlechte Gebäude würden von älteren Menschen bewohnt, die oft keinen Bankkredit mehr erhielten. Nach seinen Angaben zeigt eine Evaluierung des Bundeswirtschaftsministeriums, dass Fördermittel bislang überwiegend Haushalten mit höheren Einkommen zugutekämen, da diese eher in der Lage seien, umfangreiche Sanierungen anzustoßen.

Unternehmen im GdW haben bereits vor mehreren Jahren wissenschaftlich begleitete Untersuchungen zur Dekarbonisierung ihrer Bestände durchgeführt. Im Ergebnis sprach sich Gedaschko für einen schrittweisen Ansatz aus. Maßnahmen sollten dann umgesetzt werden, wenn sie ohnehin anstünden. Auch Einzelmaßnahmen wie der Fensteraustausch könnten den Wärmeverbrauch senken und seien für Mieter häufig leichter finanzierbar. Als mögliche Lösung nannte Gedaschko die Fernwärme. Voraussetzung seien jedoch transparente und langfristig verlässliche Kosten.
 
Renner verwies auf die geplante Novelle des Gebäudeenergiegesetzes. Bestehende und funktionierende Heizungen müssten nicht ausgetauscht werden. Durch den Einsatz biogener Brennstoffe lasse sich ihr CO2-Ausstoß jedoch reduzieren. Dies solle mit der „Biotreppe“ im GModG berücksichtigt werden. Besonders dringenden Handlungsbedarf sieht das BMWE bei veralteten Anlagen. Nach Angaben von Renner entsprechen knapp zehn Millionen Heizungen in Deutschland aufgrund ihres Alters nicht mehr dem Stand der Technik.

Regionale Lösungen

Für die praktische Umsetzung der Wärmewende plädierte Jörg Reichert, Vorsitzender der Geschäftsführung der Netze BW GmbH, für regionale Lösungen. Der Gebäudebestand reiche vom Mehrfamilienhaus in dicht besiedelten Städten bis zu einzelnen Höfen im ländlichen Raum. Deshalb gebe es keinen einheitlichen Ansatz für alle Gebäude. Stattdessen müssten die Lösungen an die jeweiligen regionalen Gegebenheiten angepasst werden, was derzeit mit der Kommunalen Wärmeplanung geschehe.

Markus Staudt, Hauptgeschäftsführer des Bundesverbandes der Deutschen Heizungsindustrie (BDH) in Köln, verwies auf die Bedeutung verlässlicher politischer Rahmenbedingungen. Um die Klimaschutzziele im Gebäudesektor zu erreichen, müssten nach Einschätzung des BDH jährlich etwa eine Million Heizgeräte ausgetauscht werden. Dieses Niveau sei nur 2023 erreicht worden. Für das laufende Jahr rechnet Staudt dagegen mit rund 700.000 neu installierten Heizgeräten. Viele Marktteilnehmer warteten derzeit noch auf die künftige Förderkulisse und die angekündigte Novelle des Gebäudegesetzes.

Zuvor hatten Wüst, Wirtschaftsministerin Mona Neubaur (Grüne) und Europaminister Nathanael Liminski (CDU) das Papier bereits an EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen übermittelt. Nach Angaben der Landesregierung in Düsseldorf enthält der Realitätscheck acht Handlungsempfehlungen. Sie sollen regulatorische Hürden abbauen, Investitionsrisiken senken und den Aufbau von Infrastruktur beschleunigen.

Das Papier geht auf einen Austausch im Juli 2025 zurück. Damals hatten die EU-Kommission, die Landesregierung und führende Unternehmen aus Nordrhein-Westfalen vereinbart, die europäischen Wasserstoffregeln einem Praxistest zu unterziehen. Die Landesregierung entwickelte die Vorschläge nach eigenen Angaben gemeinsam mit Industrie- und Wirtschaftsunternehmen.

Wüst sagte laut einer Mitteilung der Landesregierung, Europa komme beim Wasserstoffhochlauf nicht schnell genug voran. Viele Unternehmen wollten investieren, träfen aber weiter auf regulatorische Hürden, fehlende Infrastruktur und hohe Planungsunsicherheit. Die EU müsse nun Rahmenbedingungen schaffen, damit aus Investitionsbereitschaft auch konkrete Projekte entstünden.

Mehr Planungssicherheit für Investoren

Neubaur verwies auf die industriepolitische Bedeutung von Wasserstoff. Nach ihrer Einschätzung zeigt der Realitätscheck, an welchen Stellen Europa Regeln vereinfachen müsse, damit Kapital in Projekte fließt. Liminski betonte den europäischen Charakter des Vorhabens. Nordrhein-Westfalen wolle praktische Erfahrungen aus einer starken Industrieregion in die Weiterentwicklung der europäischen Wasserstoffstrategie einbringen.

Die acht Handlungsfelder betreffen vor allem Infrastruktur, Förderung, Marktrisiken und Importfragen:

• Die EU soll den European Hydrogen Backbone schnell und verbindlich realisieren. Ein europaweites Wasserstoffnetz soll Erzeugungsregionen mit industriellen Nachfragezentren verbinden und dadurch Versorgungssicherheit, Investitionsbedingungen und Wettbewerbsfähigkeit verbessern.
• Die EU soll Risiken im Wasserstoffmarkt stärker absichern. Unternehmen, die Wasserstoff transportieren, speichern oder handeln, brauchen nach Einschätzung der Landesregierung geeignete Garantie- und Absicherungsinstrumente, damit Investitionen leichter zustande kommen.
• Die Europäische Wasserstoffbank soll ihren Auktionsrahmen technologisch erweitern. Neben Elektrolyseuren sollen künftig auch weitere Technologien zur Bereitstellung von grünem Wasserstoff stärker in den Blick rücken, darunter Import- und Umwandlungsinfrastrukturen.
• Europa soll die Produktionskosten für grünen Wasserstoff senken. Die Landesregierung sieht derzeitige Anforderungen als Kostentreiber und fordert längere Übergangsregelungen sowie weniger Wettbewerbsnachteile für Elektrolyseure.
• Projekte für CO2-armen Wasserstoff brauchen verlässliche Regeln. Unternehmen benötigen laut dem Papier schnelle Klarheit bei Zertifizierung und Emissionsberechnung, damit sie Investitionsentscheidungen treffen können.
• Europa soll den Wasserstoffmarkt stärker international ausrichten. In einer Übergangsphase sollen auch CO2-Quellen aus Industrieprozessen in Drittstaaten nutzbar sein, um zusätzliche Rohstoffquellen und Lieferketten aufzubauen.
• Die EU soll Eckpunkte für eine gemeinsame Importstrategie entwickeln. Eine koordinierte Linie soll die Verhandlungsmacht gegenüber Drittstaaten stärken und Konkurrenz zwischen Mitgliedstaaten vermeiden.
• Europa soll Übergangslösungen für die Jahre ohne flächendeckende Wasserstoffinfrastruktur ermöglichen. Ein bilanzieller Handel kann nach Einschätzung der Landesregierung Unternehmen früher Zugang zu erneuerbarem Wasserstoff verschaffen.

Nordrhein-Westfalen wirbt dafür, diese Punkte in die weitere europäische Wasserstoffpolitik einzubeziehen. Die Vorschläge sollen nach Darstellung der Landesregierung dazu beitragen, Investitionen in Wasserstoffprojekte schneller umzusetzen. Für Energieversorger und industrielle Abnehmer seien vor allem die Fragen nach Netzanschluss, Herkunftsnachweisen, Förderzugang und Risikoabsicherung entscheidend.

Der Realitätscheck richtet sich damit nicht nur an die EU-Kommission. Er beschreibt auch, welche Voraussetzungen Unternehmen aus Sicht der Landesregierung benötigen, um Wasserstoffprojekte in Europa wirtschaftlich planen zu können.

„Wir unterstützen eine starke europäische Industrie. Kommunale Unternehmen dürfen im Wettbewerb aber nicht benachteiligt werden“, betont Constantin Alsheimer, Vorstandsvorsitzender der Thüga AG. Höhere Einkaufspreise könnten schließlich Investitionen in die Energiewende gefährden. „Die Thüga-Gruppe bezieht bereits heute rund 90 Prozent ihres Netzmaterials von europäischen Herstellern. Unser Einkauf erzielt dabei hervorragende Konditionen und achtet auf höchste Qualität.“ 

Die rund 30 in der Task Force des Thüga-Beirats versammelten Bürgermeisterinnen und Bürgermeister warnen indes vor mehr Bürokratie durch neue Vergaberegeln: Verfahren könnten länger dauern, der Wettbewerb würde eingeschränkt, rechtliche Risiken steigen und Mehrkosten ließen sich regulatorisch nicht vollständig weitergeben. Die Kommunalvertreter kritisieren auch die Kopplung von Fördermitteln an „Made in Europe“-Kriterien. 

Die Thüga-Gruppe fordert daher Änderungen am IAA. Dazu zählen ein Start zunächst auf Bundesebene, die Herausnahme der für Stadtwerke relevanten Sektoren-Richtlinie aus dem Anwendungsbereich sowie praxistaugliche Regeln für langfristige Projekte. 

Udo Glatthaar, Oberbürgermeister (CDU) von Bad Mergentheim und Vorsitzender des Thüga-Beirats, betont: „Europäische Vorgaben müssen die Daseinsvorsorge sichern. Sie dürfen Kommunen nicht zusätzlich belasten und gleichzeitig Stadtwerke schwächen. Wir in der Task-Force erwarten daher von Europa mehr Unterstützung bei unserer Aufgabe, als Kommunen die Daseinsvorsorge zu leisten und die Energiewende voranzutreiben.“

Der Befund des Weltklimarates ist vorläufig, denn bislang konnten die Wissenschaftler nur die Zahlen aus den 20 größten Industrie- und Schwellenländern („G20“) auswerten. Auf sie entfallen 80 Prozent des Weltenergieverbrauchs. Der Chef des Kölner Instituts für Energiewirtschaft (EWI), Marc Oliver Bettzüge, sieht darin noch keine Anzeichen einer nachhaltigen Energiewende. Erneuerbare Energien spielten zwar eine immer größere Rolle. Aber auch der Einsatz fossiler Energieträger erreiche Höchstwerte. Letztere würden bislang nur ergänzt, aber nicht durch emissionsfreie Formen der Energieerzeugung ersetzt.

Immerhin hat das dazu geführt, dass die CO2-Emissionen 2025 nicht mehr angestiegen sind. Ob dies eine vorübergehende Stagnation oder eine Trendwende sei, werde man erst in den nächsten Jahren sehen, sagt Bettzüge. Denn dahinter verbergen sich regional, sektoral und konjunkturell unterschiedliche Entwicklungen.
 
Insgesamt legte die Wirtschaftsleistung in den G20-Staaten 2025 um 3 Prozent zu, die Energienachfrage wuchs aber nur um 1,4 Prozent (2022-2024: 2 Prozent). Das lag vor allem an China, wo nur noch 2 Prozent mehr Energie verbraucht wurde als im Vorjahr. Als Ursache nennt der Weltenergierat Effizienzgewinne sowie die schwächere Nachfrage der Stahl- und Zementindustrie in China. China hat inzwischen den weltweit größten Energieverbrauch (35 Prozent), gefolgt von den USA (17 Prozent).

In den USA und Kanada stieg die Energienachfrage um 2 Prozent. Neben einem kalten Winter waren dafür die gute Konjunktur und der Bau von Datenzentren verantwortlich. Rückläufig war der Energieverbrauch in Deutschland, Italien, Japan, Großbritannien sowie Russland. In Russland dämpften die westlichen Sanktionen inzwischen die Wirtschaftstätigkeit.

In Deutschland sei der Rückgang des Energieverbrauchs vor allem auf die hohen Energiepreise zurückzuführen, sagte Bettzüge bei der Vorstellung des Berichts. Energieintensive Sektoren müssten deshalb ihre Produktion einschränken. Ursache für die hohen Strompreise seien neben den hohen Gaspreisen der Netzausbau sowie der Ausstieg aus Kohle und Kernenergie. Die heimische Kohle könne Deutschland vor Engpässen auf den internationalen Energiemärkten schützen.

Trotz des starken Ausbaus der Erneuerbaren hat sich der globale Energiemix in den letzten 15 Jahren nur wenig verändert. 2025 deckten fossile Brennstoffe immer noch mehr als 80 Prozent des Energiebedarfs der G20-Staaten. 2015 waren es 84 Prozent. Der Anteil der Kohle blieb in diesem Zeitraum stabil bei etwa einem Drittel, Öl ging von 30 auf 27 Prozent zurück, aber Gas legte um ein Prozent zu. China verbrauchte im letzten Jahr zwar nicht mehr Kohle als 2024, aber dem stand ein Anstieg von 14 Prozent in den USA gegenüber.

Auch die Preisentwicklung begünstigte den Einsatz von Kohle. Obwohl China und Australien weniger Kohle förderten, bewegt sich der Kohlepreis, der 2022 auf über 300 US-Dollar pro Tonne angestiegen war, inzwischen wieder zwischen 100 und 150 US-Dollar/Tonne.

Der Gasverbrauch in den G20-Staaten legte 2025 um ein Prozent zu, nur halb so viel wie im langfristigen Trend. Neben China (+2 Prozent) und den USA (+1 Prozent) wurde vor allem in der EU mehr Erdgas verbraucht: +3 Prozent − eine Trendwende, nachdem der Gasverbrauch in den beiden Jahren davor rückläufig war. Bettzüge erwartet eine steigende Nachfrage nach Gas.

Der Stromverbrauch der G20-Staaten legte 2025 um 3 Prozent zu, getrieben vom Boom der Datenzentren sowie der Elektrifizierung des Verkehrs und privater Haushalte in China. Entgegen dem Trend ging der Stromverbrauch in der EU um ein Prozent zurück. Die höhere Nachfrage der privaten Haushalte (Wärmepumpen, Elektromobilität) wurde mehr als ausgeglichen durch den Rückgang der energieintensiven Produktion, vor allem in Deutschland (-2 Prozent).

Der Ausbau der Erneuerbaren erreichte mit einem Plus von 595 GW (Vorjahr: +473 GW) einen neuen Rekord. Ende vergangenen Jahres lag die Kapazität der Erneuerbaren bei 5.100 GW. Drei Viertel des Zuwachses entfielen auf die Photovoltaik, gut ein Fünftel auf Windkraft und 2,5 Prozent auf die Wasserkraft. Trotzdem ging der Anteil der fossilen Erzeugung nur vergleichsweise wenig zurück, von 68 Prozent im Jahr 2010 auf 56 Prozent im letzten Jahr.

Die Kohlendioxid-Emissionen blieben im Jahresvergleich praktisch stabil bei 32,5 Gigatonnen, wobei einem Rückgang der Emissionen aus der Industrie ein Anstieg des CO2-Ausstoßes durch Kraftwerke gegenüberstand. Die Emissionen waren in China und in den meisten OECD-Staaten (auch in der EU) rückläufig, die USA verzeichneten einen Anstieg um 3 Prozent. Der Trend beim globalen CO2-Ausstoß sei mit den Zielen des Pariser Klimaabkommens nicht vereinbar, sagt Bettzüge.

Die Bundesanwaltschaft geht davon aus, dass durch die Übertragung der früheren Tochter Gazprom Germania GmbH an ein Moskauer Unternehmen im März 2022 und die anschließend geplante Liquidierung der Firma die Gasversorgung in Deutschland beeinträchtigt werden sollte. Dem russischen Beschuldigten wird vorgeworfen, er habe die Liquidierung mit diesem Ziel unterstützt. Gegen ihn wird wegen Beihilfe zu versuchter verfassungsfeindlicher Sabotage sowie zu Verstößen gegen das Außenwirtschaftsgesetz ermittelt.

Am 24. Juni durchsuchten Einsatzkräfte in Berlin Räumlichkeiten des Beschuldigten sowie einer weiteren, nicht-tatverdächtigen Person, wie die oberste deutsche Strafverfolgungsbehörde mitteilte. Auch bei einem Unternehmen in Frankfurt am Main fanden Durchsuchungen statt. Festnahmen gab es keine, die Maßnahmen dienten den Angaben nach lediglich zur Aufklärung. Die polizeilichen Ermittlungen liegen beim Zollkriminalamt.

Gazprom Germania war Ende März 2022 von den zuständigen Gesellschaftern über Anteilsverkäufe aus dem russischen Gazprom-Konzern herausgelöst worden. Ein Moskauer Unternehmen ohne Bezug zur Branche trat nach Angaben der Bundesanwaltschaft daraufhin als neuer Eigentümer auf und ordnete sofort die Liquidierung der Firma an - und zwar ohne die eigentlich notwendige Genehmigung des Bundeswirtschaftsministeriums.

Gazprom Germania kontrollierte deutsche Gasspeicher

Zu diesem Zeitpunkt habe Gazprom Germania über mindestens ein Viertel der deutschen Speicherkapazitäten für Erdgas verfügt, so die Bundesanwaltschaft. Die Auflösung des Unternehmens hätte die Gasversorgung in Deutschland somit in einer ohnehin kritischen Phase wohl weiter erschwert. Die Liquidierung konnte am Ende verhindert werden, weil das Wirtschaftsministerium die Bundesnetzagentur vorübergehend als Treuhänderin einsetzte. 

Der damalige Ressortchef Robert Habeck (Grüne) hatte zu dem einmaligen Rechtsakt im April 2022 erklärt, sein Ministerium habe von einem „mittelbaren Erwerb“ der Gazprom Germania durch JSC Palmary und Gazprom Business Export Services LLC erfahren. Beim Betrieb kritischer Infrastruktur müsse jeder Erwerb durch einen Investor von außerhalb der EU vom Wirtschaftsministerium genehmigt werden. 

Es sei aber unklar, „wer wirtschaftlich und rechtlich hinter den beiden Unternehmen steht“, sagte Habeck damals. Zudem habe der Erwerber die Liquidierung der Gazprom Germania angeordnet, was nicht rechtmäßig sei, solange der Erwerb nicht genehmigt sei. „Eine Liquidierung hätte das Ende der rechtlichen Existenz der Gazprom Germania zur Folge.“ Daher habe sein Ministerium per Anordnung die Aufsicht auf die Bundesnetzagentur übertragen.

Im November 2022 wurde Gazprom Germania, die mittlerweile Securing Energy for Europe (Sefe) heißt, dann verstaatlicht. Das Wirtschaftsministerium begründete den Schritt mit einer drohenden Insolvenz, welche die Versorgungssicherheit in Deutschland gefährden würde. Um diese Gefahr abzuwenden und die operative Geschäftstätigkeit aufrechtzuerhalten, werde der Eigentümerwechsel vollzogen und das Unternehmen stabilisiert.

Zunächst einmal, wissen Fachleute wie Malte Rieck, ist das Wetter mittelbar der entscheidende Faktor für die schwankenden Preise. Der Meteorologe von der Vattenfall Energy Trading GmbH sprach bei einem Webinar davon, dass der Markt „wetterabhängiger“ wird.

Klarer Fall, in einem Energiesystem, das derzeit etwa zu 60 Prozent Strom aus Erneuerbaren wie Sonne und Wind integriert, ist das Angebot volatil. Und am Mittwoch gab es tagsüber ausreichend Sonne, aber 24 Stunden kaum Energie aus Wind. Als abends dann massenhaft die Klimaanlagen in den warmen Wohnungen ansprangen, schnellte der Strombedarf hoch, die teuren Gaskraftwerke fuhren an und trieben nach dem Merit-Order-Prinzip die Preise in die Höhe. So weit, so vorhersehbar.
 

Wegen der Launen der Natur, die keine Just-in-time-Bestellungen für Sonnenstrahlen und Windböen entgegennimmt, gewinnt die möglichst präzise Vorhersage des Wetters an Bedeutung. „Es besteht ein starker Anreiz auf allen Ebenen für gute Wetterprognosen“, so Malte Rieck. Für ihn als Meteorologen heißt das, Prognosefehler der weitgehend automatisierten Wettermodelle zu antizipieren und falsche Schlüsse zu vermeiden.

„Sitzen alle auf einem kleinen heißen Stuhl“

Unternehmen wie Vattenfall geben ihre auf Wetterprognosen basierenden Angebote an die Strombörse. Mittags – bei der Day-Ahead-Auktion – stellen alle Stromerzeuger ihre erwarteten Mengen ins Schaufenster, und der Preis bildet sich. Glauben sie an eine starke Produktion aus Erneuerbaren, drücken die Marktmechanismen bei den Auktionen den Preis. Und umgekehrt.

Spannend wird es, wenn die versprochenen Strommengen mangels Wind oder Sonne gar nicht zusammenkommen. Das kann ein Fehler in der Wetterprognose sein, die auf mehr Ökoenergie hindeutete als die Erzeuger dann liefern können. Die Pflicht zur sofortigen Stromabgabe besteht gleichwohl, also müsste Vattenfall an der Börse dann tagsüber bei anderen Unternehmen zum Marktpreis zukaufen. Das passiert dann über den Intra-Day-Handel, der ganz eigene Preise aufruft. Da wäre Vattenfall ausschließlich Käufer und damit Zuschauer, denn eigene fossile und leicht anzufahrende Kraftwerke hat das schwedische Unternehmen in Deutschland nicht mehr. 

Im „einstelligen Prozentbereich“ bewege sich der Fehler im Day-Ahead-Handel, so Malte Rieck. Klingt wenig. Es geht aber an Tagen mit unvorhergesehenen Abweichungen von der Wetter- und Erzeugungsprognose um Millionenbeträge, im schlechtesten Fall Fehlbeträge. Und ein Prognosefehler sei eigentlich „immer da. Die Vorhersage lässt sich nie auf die Kilowattstunde genau mit der Erzeugung matchen.“

Meteorologen wie er arbeiten den Handelsteams des Unternehmens zu. Malte Rieck war einer der ersten seiner Zunft bei Vattenfall, inzwischen ist seine Einheit größer. „Wir sitzen alle zusammen auf einem kleinen heißen Stuhl“, sagt er auf die Frage, ob Prognosefehler aus seiner Abteilung ihn und das Team immer gut einschlafen lassen.

Ein Fehler in der Wetter- und Erzeugungsvoraussage ist jedoch keineswegs einer von Menschenhand. Wettermodelle arbeiten voll automatisiert, hinzu kommen KI-basierte Berechnungen, die noch genauere Daten liefern sollen. Sie alle können jedoch ein plötzliches Gewitter oder eine sich drehende Starkwindfront nie genau berechnen, schon gar nicht heruntergebrochen auf die Produktionsleistung von einzelnen Windkraftanlagen, von denen Vattenfall einige Tausend vermarktet.

Und so sieht Malte Rieck für seine Zunft nur „einige kritische Tage und Stunden am Tag“. Er könne allenfalls an kleinen Stellschrauben drehen, um abzuschätzen, wo und warum die Wettermodelle möglicherweise falsch liegen könnten. In täglichen Besprechungen mit den Handelsteams kommen dann die Risiken auf den Tisch, um Vorhersagen anzupassen.

Abschaltungen von Öko-Anlagen sind immer dann ein Thema, wenn für die erwartete Nachfrage zu viel Energie im System ist. Die Speicherkapazitäten seien nach wie vor und absehbar nicht in dem Maße vorhanden, dass Batterien Überschussstrom im GW-Maßstab zwischenlagern könnten, so Rieck.

Der Job macht Spaß, daran lässt Malte Rieck keinen Zweifel. Auch wenn es selten Lob gebe, wenn die Vorhersagen stimmen. Am Ende gilt: „Das Geschäft durch Vermarktung ist immer noch profitabel“ – also alles gut im teils hektischen Metier.

Den Angaben zufolge wurde das Wachstum vor allem durch Großspeicher getragen. Sie stellten 2025 erstmals mehr als die Hälfte der neu installierten Kapazität und lösten damit den bislang dominierenden Heimspeichermarkt als wichtigsten Wachstumstreiber ab. Als Gründe nennt die Studie den steigenden Flexibilitätsbedarf der Stromsysteme, sinkende Technologiekosten, bessere Erlösmöglichkeiten durch die Kombination verschiedener Vermarktungsmodelle sowie die zunehmende Kopplung von Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit Batteriespeichern.
 
Auch wenn die Entwicklung in die richtige Richtung gehe, hält Solarpower-Europe-Geschäftsführerin Walburga Hemetsberger die Entwicklung noch für zu langsam. Die EU habe mit dem Ziel von 200 GW Speicherkapazität bis 2030 einen wichtigen Rahmen gesetzt. Um dieses Ziel zu erreichen, seien jedoch deutlich schnellere Fortschritte und geeignete politische Rahmenbedingungen erforderlich.

Für 2026 erwartet Solarpower Europe einen weiteren Wachstumsschub. Die jährlichen Neuinstallationen sollen erstmals die Marke von 50 GWh überschreiten und bis 2030 auf 138 GWh steigen. Für die EU-27 prognostiziert die Studie einen Anstieg der installierten Batteriespeicherkapazität auf rund 470 GWh. Nach Einschätzung der Autoren reicht dies dennoch nicht aus, um den Speicherbedarf eines weitgehend erneuerbaren Energiesystems vollständig zu decken. Dafür wären bis zum Ende des Jahrzehnts rund 600 GWh erforderlich.

Deutschland blieb 2025 mit 6,6 GWh neu installierter Speicherkapazität der größte Batteriespeichermarkt Europas, auch wenn das Wachstum mit 2 Prozent gegenüber UK (um 64 Prozent auf 5,2 GWh) vergleichsweise gering ausfiel. Nach Angaben der Studie ging der Absatz von Heimspeichern erneut zurück.

Dagegen gewann der Markt für Großspeicher deutlich an Dynamik und verdoppelte seine neu installierte Kapazität gegenüber dem Vorjahr. Großspeicher erreichten einen Anteil von 25 Prozent an den jährlichen Neuinstallationen. Als Wachstumsimpulse nennt Solarpower Europe unter anderem den zunehmenden Bedarf an Netzflexibilität sowie den Ausbau großer Photovoltaik-Anlagen mit Batteriespeichern.

Neben Deutschland behaupteten Großbritannien und Italien ihre Spitzenplätze im europäischen Markt. Gleichzeitig verbreite sich der Speicherausbau zunehmend auf weitere Länder. Erstmals schafften es mit der Ukraine und Bulgarien zwei neue Märkte unter die fünf größten europäischen Batteriespeichermärkte. Nach Einschätzung der Autoren unterstreiche dies die wachsende Bedeutung von Batteriespeichern für Versorgungssicherheit und Netzstabilität.

Langfristig erwarten die Studienautoren einen grundlegenden Wandel der Marktstruktur. Bereits 2026 sollen Großspeicher die größte installierte Speicherkategorie bilden. Bis 2030 könnten sie rund zwei Drittel der gesamten Batteriespeicherkapazität Europas stellen und damit eine zentrale Rolle bei der Integration erneuerbarer Energien übernehmen. Heimspeicher würden zwar weiter zulegen, ihr Anteil am Gesamtmarkt werde jedoch deutlich sinken.

Um den Ausbau zu beschleunigen, fordert Solarpower Europe einen europäischen Aktionsplan für Batteriespeicher. Dieser solle Genehmigungs- und Netzanschlussverfahren vereinfachen, Batteriespeichern diskriminierungsfreien Zugang zu den Strommärkten verschaffen, verlässliche Investitionsbedingungen schaffen sowie den Einsatz europäischer Förderinstrumente ausweiten.

Aus Sicht des Verbands sind diese Maßnahmen erforderlich, damit Speicher ihren Beitrag zur Versorgungssicherheit, zur Integration erneuerbarer Energien und zur Dekarbonisierung des Energiesystems leisten können.

Volkswagen erwartet daraus einen Erlös von rund 7,4 Milliarden Euro. Nach Angaben des Konzerns soll die Transaktion sowohl die Kapitalbasis stärken als auch die Unternehmensstruktur vereinfachen. Gleichzeitig will Volkswagen den Fokus stärker auf das Kerngeschäft richten.

Mit rund 16.000 Beschäftigten und einem Umsatz von 4,9 Milliarden Euro zählt Everllence zu den weltweit größten Herstellern von Motoren und Turbomaschinen. Das Unternehmen firmierte bis zum Jahr 2025 als MAN Energy Solutions. Der Kunstname Everllence ist aus den englischsprachigen Begriffen „ever“ (immer) und „Excellence“ zusammengesetzt. 

Nach Darstellung von Volkswagen soll die neue Eigentümerstruktur weiteres Wachstum ermöglichen. Das Unternehmen sieht steigende Nachfrage insbesondere in den Märkten Schifffahrt, Energiewirtschaft und Rechenzentren. Treiber seien der Ausbau der Energieinfrastruktur, die Digitalisierung sowie der wachsende Strombedarf von Datacentern. Bain Capital soll das Unternehmen mit zusätzlichem Kapital sowie internationalem Netzwerk bei der weiteren Expansion unterstützen. 

Volkswagen behält strategischen Einfluss

Volkswagen hatte MAN Energy Solutions im Jahr 2018 vollständig übernommen und das Unternehmen in den vergangenen Jahren neu ausgerichtet. Mit der nun geplanten Mehrheitsabgabe will der Konzern zwar die Kontrolle abgeben, gleichzeitig aber mit einem Anteil von 49 Prozent strategischer Partner bleiben.

Nach Angaben von Volkswagen betrug der Buchwert der Everllence SE zum 31. Mai 2026 rund 3,4 Milliarden Euro. VW-Konzernchef Oliver Blume bezeichnete den Verkauf als nächsten Schritt in der Weiterentwicklung des Unternehmens. „Die Volkswagen Group will damit gleichzeitig die Komplexität ihrer Strukturen verringern, die Steuerung verschlanken, ihre Substanz stärken und ihre finanzielle Flexibilität erhöhen“, erklärte Finanzvorstand Arno Antlitz.

Im Zusammenhang mit der Transaktion vereinbarten die Beteiligten Beschäftigungssicherungen für die deutschen Standorte. Die Werke in Augsburg, Oberhausen, Berlin, Hamburg und Ravensburg sollen mindestens bis Ende 2030 erhalten bleiben. Betriebsbedingte Kündigungen sind für diesen Zeitraum ausgeschlossen. 

Bain Capital ist eine weltweit agierende private Investmentgesellschaft. Das Unternehmen verwaltet nach eigenen Angaben Vermögenswerte von rund 225 Milliarden US-Dollar und investiert unter anderem in Beteiligungen, Infrastruktur und Immobilien.

König ist CSU-Oberbürgermeister der Stadt Nürnberg und seit vielen Jahren eng mit dem kommunalen Stadtwerkenetzwerk verbunden. Mit der Wahl an die Spitze des Aufsichtsrats übernehme er den Vorsitz in einer Phase tiefgreifender Veränderungen der Energie- und Wasserwirtschaft, wie es in einer Mitteilung der Thüga heißt. 

Der Vorstandsvorsitzende der Thüga AG, Constantin Alsheimer, dankte den bisherigen Mitgliedern und würdigte das Engagement des ausscheidenden Aufsichtsratsvorsitzenden. Ralf Claus habe die Arbeit des Gremiums mit großer Sachkenntnis und Verlässlichkeit bereichert. Claus war bis zum 30. April Oberbürgermeister von Ingelheim am Rhein (Rheinland-Pfalz). 

Die Thüga Holding GmbH & Co. KGaA ist die Obergesellschaft der Thüga-Gruppe mit Sitz in München. Sie ist eine Holdinggesellschaft, die Beteiligungen an Energie- und Wasserversorgungsunternehmen hält. Operativ tritt vor allem die Holding-Tochter Thüga AG auf, die Dienstleistungen für die Beteiligungsgesellschaften und Stadtwerke erbringt. 

Königs Stellvertreter Udo Glatthaar, CDU-Oberbürgermeister der Großen Kreisstadt Bad Mergentheim (Baden-Württemberg), soll künftig die Weiterentwicklung des Stadtwerkeverbundes aus Sicht mittelgroßer Kommunen begleiten und mit seiner Entsendung in den Personalausschuss zudem eine zentrale Rolle bei wichtigen Personal- und Führungsentscheidungen einnehmen. Die 2. Stellvertreterin ist Kerstin Grass, freigestellte Vorsitzende des Betriebsrats. 

„Die kommunalen Energie‑ und Wasserversorger stehen vor der Aufgabe, Klimaneutralität, Versorgungssicherheit und wirtschaftliche Stabilität dauerhaft miteinander zu verbinden. Die Thüga leistet dabei als strategische Allianz einen unverzichtbaren Beitrag – sie stärkt die Unternehmen operativ und verleiht ihnen Gewicht in der energiepolitischen Debatte. Diese Aufgabe im Vorsitz des Aufsichtsrats mitzugestalten, verstehe ich als Verantwortung und als kommunales Bekenntnis zugleich“, erklärte König zu seiner Wahl. 

 
Dem neuen zwölfköpfigen Aufsichtsrat gehören neben Marcus König an: Bastian Bergerhoff, Udo Glatthaar, Martin Heun, Sylvio Krause, Anja Ritschel, Axel von der Ohe, Stephanie Wüst, Rüdiger Froely, Kerstin Grass, Simone Schultz, Frank Teubert.

Unternehmen sollen in der Testumgebung prüfen können, ob ihre Datengrundlage den EU-Vorgaben entspricht und ob ihre Batteriepass-Lösungen mit anderen Akteuren im Batterie-Ökosystem interoperabel sind. Die Testumgebung stelle zudem Vorlagen und Leitfäden bereit und liefert Prüfergebnisse direkt zurück, sodass Anpassungen bereits während der Entwicklung vorgenommen werden können, heißt es.

Nach Angaben des Konsortiums haben mehr als 100 assoziierte und unterstützende Partner ihre Anforderungen in die Entwicklung eingebracht. Ziel ist eine praxisnahe Ausrichtung der Testumgebung.

Der digitale Batteriepass soll ab Februar 2027 mehr Transparenz über den gesamten Lebenszyklus von Batterien schaffen. Erfasst werden unter anderem Informationen zu technischen Eigenschaften, Nutzung sowie zur Kreislaufführung von Materialien. Betroffen sind Hersteller, Anbieter, Recyclingunternehmen und Softwaredienstleister.

„In der Testumgebung finden die Akteure ab sofort eine feste Anlaufstelle, die heute bereits die wichtigsten Testszenarien bereitstellt und kontinuierlich um neue Testszenarien erweitert wird“, erläutert IPK-Projektleiter Thomas Knothe. 

Die Testumgebung für den digitalen Batteriepass ist online abrufbar.

Die Wissenschaftler weisen darauf hin, dass Biomethan nicht ausschließlich auf dem deutschen Markt verfügbar ist. Das Gas wird in das europäische Erdgasnetz eingespeist und über Herkunftsnachweise bilanziell gehandelt. Deshalb hänge die Preisentwicklung nicht allein von der Nachfrage in Deutschland, sondern vom Verhältnis zwischen europäischem Angebot und Nachfrage ab. 

Für die Untersuchung analysierte das EWI vier Nachfrageszenarien bis 2045. Entscheidend sind dabei die künftigen Installationsraten neuer Gasheizungen sowie die gesetzlich vorgegebenen Biomethanquoten für Neu- und Bestandsanlagen.

Nachfrage hängt von Heizungsmarkt und Biotreppe ab

„Wenn das europäische Biomethan-Potenzial auf heutigem Niveau stagniert, würde der Preisdruck ab 2040 signifikant steigen“, sagt Philipp Theile, der die Analyse gemeinsam mit Tobias Leibfritz und Michael Moritz erstellt hat. Ab dem Jahr 2040 würde dies in allen betrachteten Nachfrageszenarien zu Knappheitspreisen führen. 

In Zahlen ausgedrückt: Bleibt der Einbau neuer Gasheizungen auf dem heutigen Niveau und steigt der vorgeschriebene Biomethananteil bis 2045 auf 100 Prozent, könnte der Biomethanbedarf des deutschen Gebäudesektors auf knapp 200 Milliarden kWh anwachsen. Wird dagegen verstärkt auf Wärmepumpen gesetzt und bleiben die derzeit diskutierten Bioquoten bestehen, erwarten die Autoren lediglich eine Nachfrage von knapp 40 Milliarden kWh. Zum Vergleich: Der gesamte europäische Verbrauch von Biogas und Biomethan lag 2023 bei rund 215 Milliarden kWh.

Auf der Angebotsseite betrachtet das EWI zwei Entwicklungen. Im ersten Szenario bleibt das europäische Biomethanpotenzial mit 510 Milliarden kWh auf dem heutigen Niveau. Im zweiten Szenario wächst es entsprechend einer Prognose der Internationalen Energieagentur (IEA) bis 2050 um 40 Prozent auf rund 714 Milliarden kWh.

Knappheit könnte Preise steigen lassen

Nach Einschätzung der Autoren würde ein stagnierendes Biomethanangebot ab etwa 2040 in allen untersuchten Nachfrageszenarien zu einer Knappheit führen. In diesem Fall könnte die Nachfrage das verfügbare Angebot übersteigen. Die Folge wären deutliche Preissteigerungen für Biomethan und damit auch höhere Endverbraucherpreise für Gas.

Das EWI geht davon aus, dass sich Gaspreise in einer solchen Knappheitssituation je nach Nachfrageentwicklung vervielfachen könnten. Dadurch könnte der Austausch bestehender Gasheizungen wirtschaftlich attraktiver werden, noch bevor diese ihre technische Lebensdauer erreicht haben. Wächst das europäische Biomethanangebot dagegen wie im optimistischen Szenario angenommen, ließen sich Engpässe und starke Preissteigerungen vermeiden.

Die Untersuchung entstand im Rahmen der Publikation „Biomethan im deutschen Gebäudesektor“. Gefördert wurde sie durch die Förderinitiative Wärmewende der Gesellschaft zur Förderung des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln.

 
Nach wochenlangen Verhandlungen haben sich die USA und Iran auf Rahmenbedingungen für ein Ende des Krieges verständigt. Zuvor hatte der Konflikt seit März deutliche Auswirkungen auf die Energiepreise in Deutschland. Im Mai 2026 erreicht der Energieindex 151,7 Punkte (2020=100) und hebt sich damit weiterhin vom allgemeinen Preisniveau ab.

Laut TWL sanken die Umsatzerlöse nach Abzug von Strom- und Energiesteuer auf 417,8 Millionen Euro. Im Vorjahr hatte der Wert noch bei 457,1 Millionen Euro gelegen. Das entspricht einem Rückgang um 8,6 Prozent. Als Gründe nennt das Unternehmen geringere Absatzmengen und ein niedrigeres Preisniveau. Auch der Energiemarkt blieb laut TWL volatil. Hinzu kamen ein warmer Witterungsverlauf, eine Trockenperiode im Frühjahr, geopolitische Konflikte und wirtschaftliche Unsicherheiten.

Absatz entwickelt sich unterschiedlich

In der Stromsparte gab TWL inklusive Selbstverbrauch 649,4 Millionen kWh ab. Im Vorjahr waren es 703,5 Millionen kWh gewesen. Das Unternehmen verzeichnete damit einen Rückgang um 7,7 Prozent. Beim Gas sank die Liefermenge inklusive Selbstverbrauch von 1,14 Milliarden kWh auf 1,10 Milliarden kWh. Das entspricht einem Minus von 3,2 Prozent.

Zuwächse meldete TWL dagegen bei Wärme und Trinkwasser. Der Wärmeabsatz stieg inklusive Selbstverbrauch von 293,6 Millionen kWh auf 308 Millionen kWh. Das entspricht einem Plus von 4,9 Prozent. Beim Trinkwasser legte der Absatz um 2,4 Prozent zu − von 10,4 Millionen Kubikmetern auf 10,6 Millionen Kubikmeter.

Zu dem höheren Ergebnis trugen laut den Ludwigshafenern vor allem niedrigere Materialkosten sowie geringere Aufwendungen aus Verlustübernahmen bei. Der Materialaufwand sank von 359 Millionen Euro auf 312,7 Millionen Euro. Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe sowie bezogene Waren gingen von 231,2 Millionen Euro auf 173 Millionen Euro zurück. Höhere Netznutzungsentgelte in der Stromsparte erhöhten dagegen den Aufwand von 127,8 Millionen Euro auf 139,7 Millionen Euro. Der Personalaufwand erhöhte sich tarifbedingt von 38,5 Millionen Euro auf 41,7 Millionen Euro.

Das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und ÖPNV-Ergebnis beziffert TWL mit 23,9 Millionen Euro. Im Vorjahr hatte TWL 20,1 Millionen Euro erreicht. TWL musste deutlich weniger Mittel für den Ausgleich von Verlusten aus Beteiligungen aufwenden. Die entsprechenden Aufwendungen gingen von 18,8 Millionen Euro auf 12,6 Millionen Euro zurück. Der Bilanzgewinn der TWL AG stieg auf 58,8 Millionen Euro. Der Konzernbilanzgewinn erhöhte sich auf 72 Millionen Euro. TWL weist jedoch darauf hin, dass der Konzernabschluss noch nicht final testiert ist.

Mehr Geld für Netze und Wärmeplanung

Die Investitionen stiegen von 35,5 Millionen Euro auf 39,9 Millionen Euro. In den Erhalt und Ausbau der Energie- und Wassernetze investierte TWL 24,7 Millionen Euro. Im Vorjahr waren es 20,5 Millionen Euro gewesen. Den größten Anteil erhielt das Wärmenetz mit 8,4 Millionen Euro. In das Stromnetz flossen 7,4 Millionen Euro, in das Trinkwassernetz 5,7 Millionen Euro und in das Gasnetz 2 Millionen Euro.

Nach Angaben von TWL konzentrieren sich die Investitionen auf die Umsetzung der Kommunalen Wärmeplanung. Das Unternehmen will die Erzeugung dekarbonisieren, das bestehende Wärmenetz verdichten und ausbauen sowie dezentrale Lösungen für Stadtgebiete ohne Fernwärmeanschluss entwickeln. Technischer Vorstand Thomas Mösl sagte laut Mitteilung, TWL übersetze das Konzept nun in konkrete Projekte. Entscheidend bleibe, dass die Transformation planbar verlaufe und die Belieferung stabil bleibe.

Auch beim Gasnetz zieht TWL Konsequenzen aus der Wärmewende. Das Unternehmen begrenzte dessen bilanzielle Nutzungsdauer auf den 31. Dezember 2045 und bildete Rückstellungen für einen späteren Rückbau. Für 2026 plant TWL erneut Investitionen von rund 40 Millionen Euro. Nach der Hochrechnung für das erste Quartal rechnet das Unternehmen mit einem positiven Jahresergebnis von 10 Millionen Euro. Schwerpunkte bleiben die Kommunale Wärmeplanung und der Ausbau des Fernwärmenetzes.
 

Geschäftszahlen der TWL AG (in Millionen Euro)

	2025	2024	Veränderung
Umsatzerlöse	417,8	457,1	-8,6 Prozent
Ebit	23,9	20,1	+18,9 Prozent
Jahresergebnis	9,1	4,7	+93,6 Prozent
Bilanzgewinn	58,8	54,5	+7,9 Prozent
Materialaufwand	312,7	359,0	-12,9 Prozent
Personalaufwand	41,7	38,5	+8,3 Prozent
Investitionen	39,9	35,5	+12,4 Prozent

Quelle: TWL AG

Der Netto-Umsatz (ohne Steuern) sank am Niederrhein um rund 4 Millionen Euro auf 63,6 Millionen Euro. Der für Finanzen zuständige Prokurist Dirk Sandmann spricht von einer erwartbaren Entwicklung, die auf niedrige Beschaffungskosten und eine entsprechende Tarifentwicklung zurückzuführen sei. Die Eigenkapitalquote liegt bei guten 40,6 Prozent (30,4 Millionen Euro).

Bereits bei der Bilanzpräsentation im vergangenen Jahr war Kamburg nicht davon ausgegangen, das 2024er-Ergebnis halten zu können. Die Rahmenbedingungen machte er dafür verantwortlich, dass diese Prognose eingetroffen ist. Die Energiebranche sei besonders von der instabilen gesamtwirtschaftlichen und weltpolitischen Lage betroffen. Dennoch sei der Gewinn historisch betrachtet erfreulich und „im oberen Bereich“. Auch für die kommenden Jahre rechnet Kamburg mit schwarzen Zahlen.

Im Energiebereich verzeichnet der Versorger positive Entwicklungen. Der Stromabsatz erhöhte sich von 73,7 Millionen kWh auf 74,5 Millionen kWh (plus 1,06 Prozent). Das liege auch an hinzugekommener Stromkundschaft außerhalb der Stadt. Ähnliches Resultat beim Gas, dessen Absatz fast um 10 Prozent anstieg (239,6 Millionen kWh gegenüber 219,2 Millionen kWh in 2024). In beiden Bereichen hielten die Stadtwerke ihre Preise konstant.

Im Jahr 2025 nahmen die Stadtwerke gut 9 Millionen Euro in die Hand, dies sei das höchste operative Investitionsvolumen der Unternehmensgeschichte. 1,85 Millionen Euro flossen in das Stromnetz, 800.000 Euro ins Gasnetz und 1,32 Millionen Euro in den Glasfaserausbau.

Gut angelegtes Geld, wie Technik-Prokurist Uwe Macharey betont. Denn die Stadtwerke hätten beim Umstellen der Netztechnik (früher: Jülink) so gut wie keine Altkunden verloren. Die Kooperation mit „NetAachen“, das Glasfaserprodukte im Stadtwerke-Netz anbietet, mache sich bezahlt. 2030 soll ganz Jülich als erste Kommune der Region über ein flächendeckendes Glasfasernetz verfügen.

Zu den Klassenbesten zählen die Stadtwerke auch beim Einbau intelligenter Strommesssysteme. Der Rollout der Smart Meter beträgt laut Bundesnetzagentur 75 Prozent. Das bringt den Stadtwerken einen Platz unter den Top Ten in Deutschland. Die Anzahl der Mitarbeitenden gibt das Unternehmen mit 108 an. Am Versorger sind die Stadt Jülich (74,9 Prozent) und der Kreis Düren (25,1 Prozent) beteiligt.

Der Versorger aus Schleswig-Holstein erzielte dieses Ergebnis trotz weiter sinkender Umsätze. 2023 lagen die Erlöse laut Unternehmensangaben noch bei 670 Millionen Euro, nach 601 Millionen Euro ein Jahr später kamen die SWHL 2025 noch auf 577 Millionen Euro Umsatz. Der städtische Konzern kann den Überschuss im Unternehmen behalten. Dadurch wächst das Eigenkapital auf 71,7 Millionen Euro.

Jens Meier, CEO der Stadtwerke Lübeck Gruppe, hebt hervor, dass das Unternehmen zum neunten Mal in Folge im Plus abgeschnitten hätte. Die Hanseaten verfügten über eine stabile wirtschaftliche Basis, die für die anstehenden Investitionen in Energie, Netze, Wärme und Mobilität entscheidend sei. Alle Konzerntöchter hätten über Plan abgeschlossen.

Die Lübecker stecken weiter Geld in Projekte der Energie- und Wärmewende. So ist seit April 2026 ein Solarthermiepark im Stadtteil Moisling in Betrieb. Ein weiteres Vorhaben zur klimafreundlichen Wärmeerzeugung geht der Versorger mit den kommunalen Entsorgungsbetrieben Lübeck an: Am Zentralklärwerk soll eine Abwasserwärmepumpe entstehen.

Bei der Stromproduktion haben die SWHL im Januar Solaranlagen auf Logistikhallen im Lübecker Seebad Travemünde verwirklicht. Gemeinsam mit dem Aachener Energieunternehmen Stawag entwickelt Lübeck zudem in Ostholstein den Windpark Rohlsdorf. Die vier Turbinen mit einer Gesamtleistung von 20,1 MW stünden kurz vor der Inbetriebnahme, heißt es in der Mitteilung.

Die erforderlichen Mittel müssen die SWHL nicht allein aufbringen. Von einer gezielten Unterstützung mit Kapitaleinlagen spricht Bürgermeister Jan Lindenau (SPD), um die großen Infrastruktur- und Transformationsaufgaben bewältigen zu können. 2026 schießt die Hansestadt 7 Millionen Euro zu.

Weitere 5 Millionen Euro fließen in die Mobilsparte der SWHL. Hier befindet sich die von der Tochtergesellschaft Lübeck-Travemünder Verkehrsgesellschaft mbH (LVG) verantwortete Busflotte im Umbruch. Bis 2030 sollen mindestens 70 Prozent der Fahrzeuge einen batterieelektrischen Antrieb besitzen. 30 neue E-Busse kommen im laufenden Jahr hinzu, das macht insgesamt 86 Stromer. Für 14 elektrische Gelenkbusse ist eine Bundesförderung bewilligt. Wenn sie bis 2028 den Lübecker Fuhrpark ergänzen, sei die Antriebswende zu mehr als 50 Prozent erfolgt, heißt es weiter.

Auch die Tochter Stadtwerke Lübeck Digital weitet die Geschäftsfelder aus. Die Norddeutschen kooperieren beim Glasfaser mit 1&1 Versatel im Geschäftskundensegment. Außerdem ist im März 2026 das erste eigene Rechenzentrum in Betrieb gegangen, das energieeffizient arbeitet (wir berichteten).

Runte gehört seit 2017 der Geschäftsführung der Trianel GmbH an. Sein Vertrag war bereits Ende 2021 um weitere fünf Jahre bis Ende 2027 verlängert worden. Gemeinsam mit Geschäftsführer Sven Becker führt er das Unternehmen. Runte verantwortet die Bereiche Handel und Portfoliomanagement, Unternehmensentwicklung sowie IT-Services.

„Gemeinsam mit Sven Becker hat Oliver Runte den Transformationspfad von Trianel erfolgreich weiterentwickelt und wichtige Weichen für die Fortführung der Unternehmensstrategie gestellt“, erklärt Elke Temme, Aufsichtsratsvorsitzende der Trianel GmbH.

Nach Angaben des Unternehmens kommt insbesondere dem Energiehandel eine wachsende Bedeutung zu. Ziel sei es, die zunehmende Komplexität der Energiemärkte beherrschbar zu machen und Stadtwerken die Nutzung von Marktchancen zu ermöglichen. In diesem anspruchsvollen Marktumfeld sei es entscheidend, frühzeitig die Voraussetzungen für eine erfolgreiche Zukunft zu schaffen.

Der 35-jährige Wirtschaftsingenieur von Stryk hatte zuletzt den Bereich Erzeugung und Wärmenetz bei der Gothaer Stadtwerke Energie GmbH geleitet. Der andere Geschäftsführer der EWP ist seit August 2025 der Wirtschaftsingenieur Monty Balisch.

Die SWP ist die Holding des kommunalen Unternehmensverbunds in Potsdam. Zu ihr gehören unter anderem die Unternehmen der Energie- und Wasserversorgung, der Abfall- und Abwasserentsorgung, der Verkehrsbetrieb, die städtischen Bäder sowie die Stadtbeleuchtung.

„Ich freue mich darauf, zusammen mit Monty Balisch und dem Team der EWP die Energie- und Wasserversorgung Potsdams zukunftsfähig weiterzuentwickeln,“ sagte von Stryk nach der Sitzung des Hauptausschusses, bei der er vorgestellt worden war. Zuvor hatte bereits der Aufsichtsrat der EWP die Bestellung von Stryks empfohlen. 
 

Als Geschäftsführer der Wattstor GmbH bringt er die kommerziellen Vorteile des innovativen Price-Protect-Tarifs auf den deutschen Markt. Dafür nutzt er die Erfahrungen des europäischen Wattstor-Teams, mit dem er eng zusammenarbeitet.

Der Energiemarkt hat sich grundlegend verändert: Preisschwankungen sind heute kein Ausnahmefall mehr, sondern systembedingt. Phasen mit negativen Strompreisen stehen extremen Preisspitzen gegenüber – getrieben durch den wachsenden Anteil erneuerbarer Energien und gleichzeitig begrenzten Netzkapazitäten. Für Unternehmen bedeutet das ein deutlich höheres Maß an Unsicherheit und ein steigendes Risikoprofil.

​Hybride Modelle ermöglichen Marktanpassung

Das frühere „Entweder-Oder“ zwischen Marktbezug und Eigenversorgung verliert dabei zunehmend an Bedeutung. Stattdessen setzen sich hybride Modelle durch, die unterschiedliche Elemente kombinieren: lokale Erzeugung ohne Eigeninvestition, Speicherlösungen und eine flexible Beschaffungsstrategie. Entscheidend ist dabei nicht die einzelne Technologie, sondern ihr Zusammenspiel.

Erst die Integration der Komponenten schafft ein Energiesystem, das sowohl wirtschaftlich tragfähig als auch langfristig resilient gegenüber Marktveränderungen ist und diese sogar positiv nutzen kann.

Damit geht ein grundlegender Perspektivenwechsel einher: Strom wird vom schwer kalkulierbaren Kostenblock zum aktiv gestaltbaren Produktionsfaktor. Unternehmen können ihren Verbrauch an Preissignale anpassen, Speicher vielseitig einsetzen und Marktchancen nutzen. Das führt nicht nur zu Kostenvorteilen, sondern erhöht auch die langfristige Planbarkeit und reduziert Risiken.

Die zentrale Erkenntnis lautet daher: Nicht der günstigste Tarif entscheidet über die Zukunftsfähigkeit eines Unternehmens, sondern die Architektur seines Energiesystems. Wer beginnt, Energie ganzheitlich zu denken und strategisch zu steuern, verschafft sich einen nachhaltigen Wettbewerbsvorteil – und macht sich unabhängiger von den Unsicherheiten eines volatilen Marktes.

Jochen Schneider leitete unter anderem die Coneva GmbH. Darüber hinaus verfügt er über langjährige Erfahrung in der strategischen Beratung von Energieunternehmen, insbesondere zu Geschäftsmodellinnovation und Markteintrittsstrategien.

Wattstor ist ein Next-Generation-Energieunternehmen und Energieversorger, das Gewerbe- und Industriekunden dabei unterstützt, ihre Stromversorgung unabhängiger, planbarer und flexibler zu gestalten. Durch die Kombination aus vor Ort erzeugter erneuerbarer Energie, Batteriespeichern und intelligentem Energiemanagement bietet Wattstor Unternehmen langfristige Kostenstabilität und Wettbewerbsfähigkeit – abgesichert gegen die Dynamik und Volatilität der Energiemärkte.

Mit dem innovativen Price-Protect-Modell, unterstützt Wattstor Unternehmen dabei, Stromkosten nachhaltig zu optimieren, CO2-Emissionen signifikant zu reduzieren und Investitionen in erneuerbare Energie wirtschaftlich, verlässlich und zukunftssicher umzusetzen. Treffen Sie Wattstor auf der EM Power im Rahmen der Smarter E in München vom 23. bis 25. Juni 2026 in Halle B5 am Stand B5.676.

*Jochen Schneider ist Geschäftsführer der Wattstor GmbH
 

Strom: Ohne klare Tendenz hat sich der deutsche Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead gewann in der Grundlast 1,75 auf 135,50 Euro je Megawattstunde, in der Spitzenlast 7,75 auf 99,00 Euro je Megawattstunde. An der Börse kostete der Base 135,11 Euro, der Peak 98,67 Euro. Die teuerste Viertelstunde am Berichtstag fiel mit 406,17 Euro nach 20.45 Uhr an. Am Vortag war der höchste Preis für die Viertelstunde nach 21.00 Uhr mit 363 Euro ermittelt worden.

Die hohen abendlichen Preise ergeben sich aus dem Umstand, dass in diesem Zeitraum die Solareinspeisung zurückgeht, während wegen des geringen Windaufkommens teure fossile Kraftwerke zum Einsatz kommen.

Während die sinkenden Gaspreise sich am Berichtstag für sich genommen bearish auf die Strompreise auswirkten, ergab sich aus den befestigten CO2-Notierungen eine entgegengerichtete Wirkung. Zudem stützte die hitzebedingt hohe Nachfrage das Preisniveau. In Frankreich ist die Kapazität der Kernkraftwerke wegen der hohen Temperaturen um rund 10 Prozent eingeschränkt. 

Am langen Ende zeigte sich das Strom-Frontjahr mit einem Rückgang von 0,08 auf 92,53 Euro kaum verändert gegenüber dem Vortag.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.32 Uhr um 0,90 auf 81,68 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 11,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,24 Euro, das Tief bei 80,80 Euro.

Die Analysten von Redshaw Advisors verweisen zur Begründung der Aufschläge auf die niedrigeren Preise von Öl und Gas, die CO2 unterstützen. Kurzfristig werden die Notierungen auch durch die Hitzewelle in Europa getrieben. Sollte es dem Dec 26 gelingen, die Fibonacci-Marke von 81,94 Euro zu überwinden, erhielten die CO2-Bullen weiter Oberwasser, so die Analysten.

Erdgas: Ermäßigt haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag gezeigt. Am TTF verlor der Frontmonat Juli bis gegen 13.17 Uhr 0,610 auf 40,420 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 0,555 auf 40,750 Euro.

Erdgas richtet sich dabei weiterhin an Erdöl aus. Marktteilnehmer bezweifeln allerdings, dass der Gaspreis unter die Marke von 40 Euro fällt, zumal auch Erdöl seine kriegsbedingten Risikoaufschläge schon beinahe ausgepreist hat. Laut dem Netzbetreiber Gassco belaufen sich die Gasimporte aus Norwegen am Berichtstag auf hohe 336,2 Millionen Kubikmeter.