Besonders kritisch bewertet Enercity-CEO Aurelie Alemany die geplante Abschaffung der Biomethanausschreibungen im EEG. Nach Angaben des Unternehmens würde damit der bislang etablierte Investitionsrahmen für neue Biomethananlagen in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) entfallen. Sie fordert deshalb, die Ausschreibungen sowie den Flexibilisierungszuschlag beizubehalten und weiterzuentwickeln.

Gesicherte Leistung im Inland bewahren

Alemany argumentiert, hochflexible Biomethan-KWK-Anlagen könnten in Zeiten geringer Stromerzeugung aus Wind- und Solaranlagen sowie bei Netzengpässen verlässlich erneuerbaren Strom und Wärme bereitstellen. Sie trügen zur Netzstabilität und Versorgungssicherheit bei und stärkten die regionale Wertschöpfung.

„Erneuerbare gesicherte Leistung darf gegenüber fossiler gesicherter Leistung nicht benachteiligt werden“, erklärt die Enercity-Chefin. Die vorgesehene Streichung von § 28d EEG sende nach ihrer Einschätzung das falsche Signal und sollte zurückgenommen werden.

Unterstützung erhält die Forderung nach verlässlichen Rahmenbedingungen vom Bauernverband Mecklenburg-Vorpommern. Der Verband verweist darauf, dass von den 546 Biogasanlagen im Bundesland die meisten zwischen 2006 und 2012 errichtet wurden. Bei mehr als der Hälfte laufe in den kommenden fünf Jahren die auf 20 Jahre befristete EEG-Förderung aus. Erste Entscheidungen über einen Weiterbetrieb stünden bereits ab Ende 2026 an.

Nach Angaben des Bauernverbands sind Biogasanlagen für viele landwirtschaftliche Betriebe ein wichtiges wirtschaftliches Standbein. Sie verwerteten Energiepflanzen, Gülle und andere Reststoffe und lieferten bedarfsgerecht Strom und Wärme, insbesondere dann, wenn Wind- und Solarenergie nicht ausreichend verfügbar seien. Bauernpräsident Karsten Trunk forderte deshalb verlässliche politische Rahmenbedingungen im neuen EEG.

Anschlussförderung unwirtschaftlich

Der Verband kritisiert speziell die geplanten Regelungen für die Anschlussförderung nach Auslaufen der EEG-Vergütung. Künftig soll die Einspeisung von Biogasstrom nur noch für maximal 3.000 Stunden pro Jahr vergütet werden. Nach Einschätzung des Bauernverbands würden viele Betreiber dadurch nur noch einen Bruchteil ihrer bisherigen Erlöse erzielen.

Naturschutzverbände bewerten die Förderung von Biogasanlagen dagegen kritischer. Der Naturschutzbund Deutschland (Nabu), Landesverband Schleswig-Holstein, hatte bereits im vergangenen Jahr gefordert, die Einspeisevergütung für Biogasanlagen auslaufen zu lassen, die Mais oder andere Energiepflanzen einsetzen.

Der Verband argumentiert, Biogas aus Energiepflanzen sei energetisch vergleichsweise ineffizient und leiste nur einen geringen Beitrag zum Klimaschutz. Zudem habe sich die über 20 Jahre garantierte EEG-Förderung aus Sicht des Nabu als energie- und umweltpolitischer Fehlanreiz erwiesen. (sh)

Nach dem Gesetzentwurf sollen neue Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 kW ihren Strom künftig grundsätzlich direkt vermarkten. Als Übergangsregelung ist für einen begrenzten Zeitraum eine Netzbetreiberabnahme vorgesehen. Zusätzlich soll ein Direktvermarktungsbonus den Einstieg in das neue System erleichtern. Der VZBV hält diesen Übergang zwar grundsätzlich für richtig, sieht die Voraussetzungen für eine verpflichtende Direktvermarktung kleiner Anlagen jedoch noch nicht als erfüllt an. 

Aus Sicht des Verbands fehlt es derzeit sowohl an wirtschaftlich tragfähigen Geschäftsmodellen als auch an einer flächendeckend funktionierenden Abwicklung. Studien des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE), auf die sich die Verbraucherschützer beziehen, zeigten, dass sich die Amortisationszeit kleiner PV-Anlagen durch den Wechsel in die Direktvermarktung um zwei bis drei Jahre verlängern könne. Um die bisherigen Erträge zu erreichen, wäre demnach eine deutlich höhere Eigenverbrauchsquote erforderlich. Zudem entstünden zusätzliche Kosten für Direktvermarkter und ein höherer organisatorischer Aufwand für Anlagenbetreiber.

Verband schlägt längere Übergangsregeln vor

Hinzu komme, dass Marktakteure die Direktvermarktung kleiner Überschussanlagen derzeit vielfach noch nicht als wirtschaftlich ansehen. Als wesentliche Hemmnisse nennt die Stellungnahme hohe Fixkosten, eine bislang unzureichend digitalisierte Marktkommunikation sowie ineffiziente Datenaustauschprozesse. Auch bei optimalen Abläufen werde die Wirtschaftlichkeit kleiner Anlagen infrage gestellt.

Nach Einschätzung des VZBV verlagert der Gesetzentwurf die Risiken des Systemwechsels zu stark auf private Anlagenbetreiber. Diese müssten künftig darauf vertrauen, einen geeigneten Direktvermarkter zu finden und darauf, dass Netzbetreiber die notwendigen Prozesse rechtzeitig bereitstellen. Solange dies nicht gewährleistet sei, sollten verlässliche Vergütungsmechanismen erhalten bleiben.

Der Verband schlägt unter anderem eine längere Übergangsregelung zur Netzbetreiberabnahme und ein mehrstufiges Modell zur schrittweisen Reduktion der Zahlungen vor. Alternativ sei eine dynamische Einspeisevergütung in Kombination mit einem dynamischen Stromtarif den Übergang denkbar.

„Die Netzbetreiber müssten den Strom zum aktuellen Börsenstrompreis vermarkten und die Erlöse unter Abzug einer geringen Gebühr an die Anlagenbetreibenden weiterreichen. Dies würde die Rentabilität erhalten und das EEG-Konto dennoch nicht belasten“, heißt es wörtlich in einer Stellungnahme des Verbands.

Sanktionsmechanismus für Verteilnetzbetreiber

Besonders kritisch bewertet der VZBV die Rolle der Verteilnetzbetreiber. Die für eine flächendeckende Direktvermarktung erforderlichen Prozesse seien vielerorts noch nicht vorhanden. Es dürfe nicht dazu kommen, dass Betreiber kleiner PV-Anlagen nach Auslaufen der Übergangsregelungen weder eine Einspeisevergütung noch Erlöse aus der Direktvermarktung erhielten, weil Netzbetreiber ihre Aufgaben nicht erfüllten. Der Verband fordert deshalb einen Sanktionsmechanismus für Verteilnetzbetreiber sowie die Prüfung von Entschädigungsansprüchen für betroffene Anlagenbetreiber.

Insgesamt warnen die Verbraucherschützer davor, die Teilhabe privater Haushalte an der Energiewende zu gefährden. Photovoltaikanlagen auf Ein- und Mehrfamilienhäusern trügen nicht nur zur kostengünstigen Stromversorgung bei, sondern förderten auch Investitionen in Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge und Batteriespeicher. Deshalb müsse der Übergang zur verpflichtenden Direktvermarktung so ausgestaltet werden, dass Planungssicherheit und Investitionsanreize für private Haushalte erhalten blieben. (fw)

Die Stellungnahme des VZBV steht im Internet zum Download zur Verfügung.

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) dankte Gitta Connemann „für die vertrauensvolle und engagierte Zusammenarbeit“. Mit Johannes Steiniger bekomme das Bundeswirtschaftsministerium einen Parlamentarischen Staatssekretär, „der sich schon lange mit wirtschaftspolitischen Fragen in ihrer ganzen Bandbreite beschäftigt und dessen Arbeit ich schätze“, erläuterte Reiche.

Steiniger ist seit 2024 Generalsekretär der CDU Rheinland-Pfalz und seit 2013 Mitglied des Deutschen Bundestages. Seit dieser Legislaturperiode vertritt er als direkt gewähltes Mitglied den Wahlkreis Neustadt-Speyer. Seit Beginn der laufenden Legislaturperiode ist er Vorsitzender der Landesgruppe Rheinland-Pfalz der CDU-/CSU-Bundestagsfraktion und Sprecher für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat. (sh)

Gemäß der im deutschen Klimaschutzgesetz (KSG) verankerten Ziele sollen Deutschlands Treibhausgas-Emissionen bis zum Jahr 2030 auf 441 Millionen Tonnen sinken. Bis zum Jahr 2045 will Deutschland Treibhausgasneutralität erreichen. Mengenmäßig dominiert Kohlendioxid bei den Emissionen, weitere Treibhausgase sind unter anderem Methan, Distickstoffmonoxid sowie Hydrofluorcarbone. Im weltweiten Vergleich war China mit Abstand der größte Verursacher von Emissionen. Mit Abstand folgten die Länder USA, Indien und Russland.

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 3,52 und 4,28 Euro/Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.
 

Die Forschungseinrichtung Salzburg Research probiert in Österreich mit der Enixi GmbH, der „OurPower“-Energiegenossenschaft und der NGO Robin Powerhood das Projekt „Energiespenden 2.0“ aus. Gefördert wird es von der Bundesregierung in Wien. Prominenter Spender ist die deutsche Supermarktkette Lidl, die mit gutem Beispiel vorangeht und überschüssige Energie aus Photovoltaikanlagen für armutsbetroffene Haushalte zur Verfügung stellt.

„Die Bereitschaft, überschüssigen Strom zu teilen, ist bereits deutlich vorhanden. Entscheidend ist nun, die gespendete Energie technisch und organisatorisch so zu bündeln, dass möglichst wenig davon ungenutzt bleibt“, sagt Stefan Linecker, Projektleiter bei Salzburg Research. Gleichzeitig müssen die Angebote für die betroffenen Menschen einfach und verständlich zugänglich sein. Ziel sei ein Modell, das auch bei „stark steigenden Teilnahmezahlen verlässlich funktioniert“.

Landesweite Energiegemeinschaft
 Rund 360.000 Menschen in österreichischen Haushalten können es sich nach Angaben von Salzburg Research „nicht leisten, ihre Wohnung angemessen warmzuhalten“. Besonders betroffen seien Personen mit geringem Einkommen. Sie können häufig nur eingeschränkt an den Vorteilen der Energiewende teilhaben, heißt es weiter.

Seit 2021 ist es in Österreich möglich, Strom zu verteilen, ohne Energiehändler zu sein. Auf dieser Grundlage basiert dieses Projekt. Mittels Bürgerenergiegemeinschaften kann Strom überregional verteilt werden. Die Enixi GmbH und Robin Powerhood haben über die Website „Energiespenden.at“ eine österreichweite Energiegemeinschaft etabliert, um überschüssige Energie an bedürftige Haushalte zu spenden.

„Seit dem Start im Jahr 2023 wurden rund 750 Megawattstunden Strom gespendet. Dies entspricht einer Unterstützungsleistung im Wert von etwa 100.000 Euro“, sagt Valentin Neuhauser von Robin Powerhood. Innerhalb der vergangenen acht Monate habe sich die Zahl der spendenden Personen vervierfacht. 

Das bisherige Modell stoße jedoch an technische und organisatorische Grenzen, heißt es weiter. Erzeugung und Verbrauch werden jeweils in Zeitabschnitten von 15 Minuten miteinander verrechnet. Wird in einem solchen Zeitraum mehr Strom gespendet als unmittelbar verbraucht, kann der Überschuss nicht vollständig für die unterstützten Haushalte genutzt werden. Benötigen diese mehr Energie als gleichzeitig gespendet wird, muss der Reststrom über den regulären Stromanbieter bezogen werden.

Ziel: „Barrierearmer“ Zugang

Weiterhin wollen die Partner bei „Energiespenden 2.0“ ein einheitliches Service-Design, standardisierte Prozesse und einen Maßnahmenkatalog aufbauen. Ziel seien verständliche und möglichst barrierearme Zugänge für Menschen mit unterschiedlichen Voraussetzungen und Lebenssituationen.

Unterstützung kommt dabei für Energiespenden 2.0 von der „OurPower“-Energiegenossenschaft. Sie hat nach Angabe von Salzburg Research viel Erfahrung mit einem digitalen Strommarktplatz aufgebaut. Die Energiegenossenschaft wurde 2018 gegründet. Am Our-Power-Marktplatz können Produzierende von PV-Strom sowie Wind- und Wasserkraft ihren Strom direkt an Kunden in ganz Österreich verkaufen und die Preise dafür selbst festlegen.

Mit dem Family&Friends-Angebot gibt es schon die Möglichkeit, Strom um nur 1 Cent/kWh an Freunde zu verkaufen. Im Projekt Energiespenden 2.0 will Our Power gemeinsam mit Robin Powerhood und Enixi ein neues Angebot entwickeln, bei dem das Spenden von Strom mit der Vollversorgung über den Our-Power-Marktplatz kombiniert werden kann.

Langfristig sollen mehrere zehntausend Haushalte teilnehmen können. Das Konsortium sieht ein mögliches jährliches Spendenvolumen im zweistelligen Gigawattstundenbereich. Ob und in welchem Umfang dieses Potenzial erreicht werden kann, soll im Projekt anhand der entwickelten technischen, sozialen und wirtschaftlichen Modelle untersucht werden. (sag)

Gegenüber Juni 2025 entspreche das einem Zuwachs von 16 Prozent. Rund 26 Prozent der Ladepunkte sind Schnelllader, insbesondere das Angebot an Ultraschnellladern mit mindestens 150 kW sei deutlich gewachsen. Deutschland erfülle damit die Vorgaben der Europäischen Union zum Ausbau der Ladeinfrastruktur deutlich. Für Nutzer von Elektrofahrzeugen sei der nächste öffentliche Ladepunkt im Durchschnitt innerhalb von fünf Minuten Fahrzeit erreichbar. 

Den Ausbau der Ladeinfrastruktur tragen vor allem Unternehmen der Energiewirtschaft. Nach BDEW-Angaben werden mehr als 80 Prozent der öffentlichen Ladepunkte von Mitgliedsunternehmen des Verbandes betrieben. Weitere Anbieter sind unter anderem Parkhaus- und Parkplatzbetreiber, Supermärkte sowie Hotels. 

Auslastung noch gering

Parallel wachse der Bestand an Elektroautos. Im Jahr 2025 wurden mehr als 545.000 batterieelektrische Pkw neu zugelassen. Das entsprach 19,1  Prozent aller Neuzulassungen. Zum 1. Januar 2026 waren damit erstmals mehr als zwei Millionen Elektroautos in Deutschland zugelassen (wir berichteten). Im ersten Halbjahr 2026 entfielen nach BDEW-Angaben bereits 24,8 Prozent beziehungsweise rund 368.000 der Pkw-Neuzulassungen auf Elektrofahrzeuge. 

Trotz steigender Fahrzeugzahlen sieht der Verband keine Engpässe an öffentlichen Ladepunkten. Die durchschnittliche Auslastung der Ladeinfrastruktur liege weiterhin bei rund zwölf Prozent. 

„Die Energie- und Ladebranche liefert: Seit Jahren investiert sie im Vertrauen auf stabile Rahmenbedingungen in den Ausbau des Ladeangebots und hat diese deutlich über den aktuellen Bedarf ausgebaut. Die über 200.000 öffentlichen Ladepunkte hierzulande sind ein sichtbares Zeichen. Für die Reise in den Sommerurlaub muss sich also niemand Sorgen über fehlende Ladepunkte machen“, lässt sich Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung, zitieren. 

Mit Blick auf den weiteren Hochlauf der Elektromobilität fordert der Verband eine stärkere Ausrichtung der politischen Rahmenbedingungen auf die Nachfrageseite. Erforderlich dafür sei eine nachhaltige und dauerhafte Förderung, sagt Andreae und verweist auf entsprechende Modelle in europäischen Nachbarstaaten. Zudem fordert der BDEW eine langfristig angelegte Elektromobilitätsstrategie sowie eine faire Ausgestaltung des EU-Automobilpakets. Die geplante Aufweichung der Flottengrenzwerte sieht der Verband kritisch. (kmt)

Der Umfrage zufolge sind die Energiekosten für viele Unternehmen innerhalb der vergangenen zwölf Monate erneut gestiegen. Knapp die Hälfte der Betriebe berichtet von höheren Stromkosten, bei Gas und Öl geben rund zwei Drittel steigende Belastungen an. Das Energiewende-Barometer fällt damit nach einer zwischenzeitlichen Erholung wieder auf minus elf Punkte auf einer Skala von minus 100 bis plus 100.

Mehr als 40 Prozent der befragten Unternehmen sehen ihre Wettbewerbsfähigkeit durch die Energiewende beziehungsweise die damit verbundenen Energiekosten beeinträchtigt. In der Industrie trifft dies laut DIHK auf rund zwei Drittel der Unternehmen zu, im Handel auf 40 Prozent. In den nördlichen Bundesländern mit mehr erneuerbarer Energie fällt die Beurteilung besser aus als im Süden, so das Barometer.

Klimaschutzmaßnahmen aufgeschoben

Die wirtschaftlichen Folgen zeigen sich nach Angaben der DIHK zunehmend bei den Investitionen. Rund ein Drittel der Unternehmen verschiebt Investitionen in seine Kernprozesse. Jeder vierte Betrieb stellt Investitionen in Klimaschutzmaßnahmen zurück, weil die finanziellen Spielräume fehlen. Zudem verschieben 16 Prozent der Unternehmen Investitionen in Forschung und Innovation.

DIHK-Präsident Peter Adrian erklärte, die hohen Energiekosten belasteten inzwischen nicht mehr nur das Tagesgeschäft, sondern verhinderten auch Zukunftsinvestitionen. Wer heute nicht investiere, verliere künftig an Innovationskraft, Produktivität und Wettbewerbsfähigkeit. „Wenn Energie dauerhaft teurer und die Regulierung enger ist als bei unseren internationalen Wettbewerbern, verlieren wir schrittweise Wertschöpfung und industrielle Substanz“, warnte Adrian.

Unternehmen wollen abwandern

Besonders deutlich wird die Entwicklung laut Barometer bei der Verlagerung wirtschaftlicher Aktivitäten. Rund 20 Prozent aller Unternehmen beschäftigen sich nach eigenen Angaben mit einer Verlagerung ins Ausland, haben entsprechende Maßnahmen bereits umgesetzt oder befinden sich in der Umsetzung. In der Industrie liegt dieser Anteil bei rund 40 Prozent, bei großen Industrieunternehmen bei etwa 60 Prozent. Rund ein Drittel dieser großen Industrieunternehmen setzt Verlagerungsmaßnahmen nach eigenen Angaben bereits um.

Die Unternehmen stünden grundsätzlich hinter dem Ziel der Klimaneutralität, sagte Adrian. Gleichzeitig seien die Energiekosten im internationalen Wettbewerb zu einem zunehmenden Nachteil geworden. „Nur wenn Dekarbonisierung und Wettbewerbsfähigkeit gemeinsam gedacht werden, kann die Transformation erfolgreich sein“, mahnte der DIHK-Präsident.
 
Energieinfrastruktur verbessern

Bei den energiepolitischen Prioritäten steht für die Unternehmen der Ausbau der Energieinfrastruktur im Vordergrund. Vier von fünf Befragten wünschen sich laut DIHK mehr Tempo und Verlässlichkeit beim Ausbau der Infrastruktur. Knapp drei Viertel sprechen sich für ein stärkeres finanzielles Engagement des Staates beim Aufbau der Energieinfrastruktur aus.

Eine Senkung der Steuern und Abgaben auf den Strompreis befürworten 78 Prozent der Unternehmen. Ebenfalls rund drei Viertel sehen Wirtschaftlichkeit, Freiwilligkeit und Technologieoffenheit als zentrale Leitprinzipien der Energieeffizienzpolitik.

Adrian fordert deshalb verlässliche Rahmenbedingungen, eine leistungsfähige Infrastruktur und international wettbewerbsfähige Energiepreise. Außerdem spricht sich die DIHK für eine sofortige Senkung der Stromsteuer für alle Unternehmen, schnellere Netzanschlüsse, einen beschleunigten Infrastrukturausbau sowie weniger Regulierung aus.

Weniger Zuschuss zu Stromnetzentgelten 2027

Unterdessen zeichnet sich nach dem Entwurf des Wirtschaftsplans des Klima- und Transformationsfonds (KTF) für 2027 eine geringere Entlastung bei den Netzentgelten ab. Der Bund plant einen Zuschuss zu den Übertragungsnetzkosten von rund 5,5 Milliarden Euro. Im laufenden Jahr beträgt dieser noch 6,5 Milliarden Euro.

Nach Einschätzung des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) dürfte die Entlastung bei den Netzentgelten deshalb 2027 geringer ausfallen als 2026. Wie sich die Strompreise tatsächlich entwickeln, hänge jedoch erst von den konkreten Netzentgelten und den weiteren Preisbestandteilen ab. Die Netzentgelte machen nach Angaben des BDEW etwa ein Viertel des Strompreises aus.

Das DIHK-Energiewende-Barometer 2026 steht im Internet bereit. (sh)

Der Betreiber des Windparks habe die Einsatzkräfte benachrichtigt, nachdem ein Bergungsversuch durch eigene Arbeitsschiffe erfolglos geblieben sei. Ein Schiff der Bundespolizei habe den Schiffsverkehr umgeleitet und vor Ort den in Teile gesägten Flügel an Bord genommen. Die Ursache des Flügelabbruchs sei noch unklar, sagte ein Sprecher der Bundespolizei. Auch die Höhe des Schadens sei bisher nicht bekannt. 

Das Bruchstück stammt nach Angaben von EnBW vom Windpark He Dreiht. Und das Malheur ereignete sich bereits vergangene Woche. „Wir können bestätigen, dass es am 22. Juli zu einer Beschädigung eines Teils eines Rotorblatts im Windpark He Dreiht kam“, teilte eine Sprecherin des Konzerns auf Anfrage von E&M mit. Die Sprecherin betont, dass die Anlagen in He Dreiht von Seiten der EnBW „noch nicht abgenommen wurden“. Hersteller der Anlagen in dem Nordsee-Windpark ist Vestas.

He Dreiht soll ab Herbst 2026 mit 64 Windkraftanlagen rechnerisch 1,1 Millionen Haushalte versorgen. Der Windpark „Hohe See“ ist seit 2019 am Netz.

Der 175D Motor wird in Deutschland und Dänemark hergestellt. Dabei fertigt das Unternehmen zentrale Komponenten wie den Motorblock, die Turbolader und die Zylinderköpfe selbst. Die von Everllence entwickelte Motorsteuerung „SaCoS 5000“ erfüllt laut Unternehmen „höchste Cybersecurity-Standards“. 

„Die Nachfrage nach Rechenzentren steigt rasant, vor allem getrieben durch den zunehmenden Einsatz von KI“, sagte Alexander Stöckler, Head of Power Segment bei Everllence. Der Hochleistungs-Generator gewährleiste eine nahtlose Einbindung in das Rechenzentrum und sichere Stromversorgung im Bedarfsfall. (hr)

Die Rubinmühle in Lahr gehört mit einer jährlichen Verarbeitung von mehr als 100.000 Tonnen Getreide zu den größten Haferverarbeitern Deutschlands. Rund 30 Prozent der anfallenden Biomasse entfallen auf Haferschalen. Bislang wurden diese Reststoffe nicht vollständig am Standort energetisch genutzt. Künftig sollen sie in einer neuen Biomasseanlage verbrannt werden, um den für die Produktion benötigten Prozessdampf bereitzustellen. „Dabei liegt die Kapazität der neuen Anlage bei bis zu fünf Tonnen Dampf pro Stunde“, heißt es weiter.

Die neue Anlage ersetzt jährlich 24 Millionen kWh Erdgas und senkt die fossilen CO2-Emissionen um rund 4.800 Tonnen. Die Inbetriebnahme ist für das Frühjahr 2027 vorgesehen. Neben der Einsparung von Erdgas soll das Projekt auch den Transportaufwand verringern. Da die Haferschalen direkt am Produktionsstandort anfallen und dort verwertet werden, entfallen nach Angaben der Unternehmen künftig rund 500 Lkw-Fahrten pro Jahr.

Christopher Rubin, geschäftsführender Gesellschafter der Rubinmühle:. „Es ist konsequent, die hier vor Ort anfallenden Haferschalen zu nutzen, um CO2-neutral Prozessdampf zu erzeugen. Gleichzeitig reduzieren wir den Transportverkehr im Ort deutlich, was nochmals CO2-Emissionen einspart“, sagte er.

Die Rubinmühle beschäftigt an drei Standorten in Baden-Württemberg und Sachsen rund 280 Mitarbeiter. Das Unternehmen produziert jährlich etwa 180.000 Tonnen Lebensmittelprodukte wie Haferflocken und Hafermehl für Kunden in Europa. Das Unternehmen befindet sich seit über 300 Jahren in Händen der Familie Rubin. (sag)

Die Stadtwerke Halle (SWH) stellen sich auf umfangreiche Investitionen in die Energie-, Wärme- und Mobilitätswende ein. Nach Angaben des Unternehmens entsteht bis 2034 ein zusätzlicher Investitionsbedarf von rund 1,2 Milliarden Euro. Den größten Anteil daran haben Energie- und Mobilitätsprojekte mit 666 Millionen Euro, gefolgt von Investitionen in die Wasser- und Abwasserinfrastruktur sowie in die IT.

Der hohe Investitionsbedarf spiegelt sich bereits in der Bilanz wider. Das Anlagevermögen des Konzerns erhöhte sich zum Jahresende 2025 auf 1,456 Milliarden Euro nach 1,412 Milliarden Euro im Vorjahr. Den größten Anteil daran haben Sachanlagen im Wert von 1,311 Milliarden Euro. Rund 990 Millionen Euro entfallen auf technische Anlagen und Maschinen. Hierzu zählen insbesondere die Strom-, Gas- und Fernwärmenetze sowie weitere Anlagen der Ver- und Entsorgungsinfrastruktur.

Zur Finanzierung der Investitionen setzt die Unternehmensgruppe auf mehrere Instrumente. Neben Gewinnthesaurierungen, Fördermitteln und klassischen Kreditaufnahmen bildet ein eigenkapitalersetzendes Darlehen der Stadt Halle über insgesamt 104 Millionen Euro einen zentralen Baustein. Darüber hinaus wurden 2025 Schuldscheindarlehen und Namensschuldverschreibungen im Umfang von 85 Millionen Euro erfolgreich am Kapitalmarkt platziert. Nach Unternehmensangaben beteiligten sich daran neben deutschen auch internationale Investoren.

Programm zur Integration von Langzeitarbeitslosen fortgeführt

Ein Schwerpunkt der Investitionen liegt auf dem Aus- und Umbau der Energienetze. Das Fernwärmenetz wird vor allem in der Südstadt erweitert und verdichtet. Mit dem Bau der Transporttrasse „Riebecklink“ wurde zudem ein weiterer Schritt zur Erschließung neuer Versorgungsgebiete eingeleitet. Gleichzeitig rechnet der Versorger bis 2045 mit mindestens einer Verdopplung des Leistungsbedarfs in der Stadt.

Ausschlaggebend seien unter anderem der zunehmende Einsatz von Wärmepumpen, der Ausbau der Elektromobilität sowie die steigende Einspeisung aus Photovoltaikanlagen. Deshalb werde das Stromnetz weiter digitalisiert und ausgebaut. Zur Erhöhung der Versorgungssicherheit seien 2025 zusätzliche Mittel- und Niederspannungskabel verlegt worden. Gleichzeitig will das Unternehmen Optionen für die schrittweise Dekarbonisierung des Gasnetzes bewerten.

Die kommunale Wärmeplanung wurde vom Stadtrat im Frühjahr 2026 beschlossen. Sie sieht einen weiteren Ausbau der Fernwärme, die Erschließung klimaneutraler Wärmequellen sowie individuelle Lösungen dort vor, wo Fernwärme wirtschaftlich nicht sinnvoll ist. Nach Angaben der Stadtwerke entstand der Wärmeplan gemeinsam mit 33 Partnern der Energie-Initiative Halle.

Demografischer Wandel

Auch der demografische Wandel prägt die Unternehmensstrategie. Rund 30 Prozent der derzeit etwa 3.300 Beschäftigten werden nach Angaben der Stadtwerke innerhalb der kommenden zehn Jahre altersbedingt ausscheiden. Deshalb werden Recruiting und Ausbildung ausgebaut. Die Zahl der Bewerbungen für Ausbildungsplätze und duale Studiengänge stieg von 502 im Jahr 2022 auf 2.559 im Jahr 2025. Ergänzend setzt das Unternehmen sein Programm zur Integration Langzeitarbeitsloser fort, aus dem in fünf Projektrunden mit 158 Personen seit 2018 insgesamt 22 dauerhafte Beschäftigungsverhältnisse hervorgegangen sind.

Die Gewinn- und Verlustrechnung weist für das Geschäftsjahr 2025 Umsatzerlöse von 953,1 Millionen Euro aus, nach 896,8 Millionen Euro im Vorjahr. Das Ergebnis nach Steuern beträgt 15,35 Millionen Euro (2024: 22,48 Millionen Euro). Nach Abzug der sonstigen Steuern verbleibt ein Konzernjahresüberschuss von 13,86 Millionen Euro, nach 21,04 Millionen Euro im Vorjahr. (fw)

Der in der Schweiz gebräuchliche Betriebsertrag, der neben den Umsatzerlösen auch weitere Erträge aus dem operativen Geschäft umfasst, verringerte sich im ersten Halbjahr von 810,2 Millionen Euro auf 661,6 Millionen Euro.

Das Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Ebit) sank in den ersten sechs Monaten 2026 gegenüber dem Vorjahreszeitraum um 23,1 Millionen Euro von 91,4 Millionen Euro auf 68,3 Millionen Euro. Der Gewinn nach Steuern ging zurück von 70,3 Millionen Euro auf 46,0 Millionen Euro, heißt es vom Unternehmen mit Sitz im schweizerischen Laufenburg an der deutschen Grenze. 

Auch der Energieabsatz entwickelte sich rückläufig. Die Naturenergie-Gruppe setzte in den ersten sechs Monaten 3,36 Milliarden kWh Strom und Erdgas ab. Das entspricht einem Minus von 9,8 Prozent gegenüber dem Vorjahreswert von 3,73 Milliarden kWh. Nach Unternehmensangaben ist dies vor allem auf geringere Absatzmengen im Geschäftskundensegment zurückzuführen. Zudem wirkten sich niedrigere Strompreise am Terminmarkt aus.

Starker Rückgang bei Erneuerbaren

Besonders die Stromerzeugung, gebündelt im Geschäftsfeld „Erneuerbare Erzeugungsinfrastruktur“, hat im ersten Halbjahr gelitten. Dessen Ebit verringerte sich von 75,5 Millionen Euro auf 52,8 Millionen Euro. Dabei machte dem Unternehmen vor allem Niedrigwasser an den Wasserkraftstandorten zu schaffen. Am Hochrhein lag die Wasserführung 22,1 Prozent unter dem langjährigen Mittel, im Kanton Wallis 6,5 Prozent darunter. 

Das Segment „Systemrelevante Infrastruktur“ musste dagegen einen Ergebnisrückgang von 13,7 Millionen Euro auf 10,4 Millionen Euro hinnehmen. Hier wirkten sich höhere operative Kosten und gestiegene Abschreibungen trotz regulatorisch höherer Erlöse negativ aus, heißt es weiter im Halbjahresbericht. Ein Lichtblick bot das Segment „Kundennahe Energielösungen“. Das Adjusted Ebit stieg als einziges Geschäftsfeld von 1,5 Millionen Euro auf 3,5 Millionen Euro.

Trotz des Ergebnisrückgangs investierte Naturenergie im ersten Halbjahr weiterhin umfangreich in den Ausbau ihrer Infrastruktur. Die Bruttoinvestitionen beliefen sich auf 65,8 Millionen Euro nach 74,3 Millionen Euro im Vorjahreszeitraum. Mehr als 60 Prozent davon entfielen erneut auf die Stromnetze. 

Für das Gesamtjahr hält die EnBW-Beteiligung an ihrer bisherigen Prognose fest. Erwartet wird weiterhin ein operatives Ebit von rund 120 Millionen Euro. Insgesamt rechnet das Unternehmen mit einem deutlich positiven zweiten Halbjahr. Das Bruttoinvestitionsvolumen soll 2026 mehr als 180 Millionen Euro erreichen. (sag)

Der 63-Jährige lege die Werkleitung aus „persönlichen und gesundheitlichen Gründen“ nieder, heißt es weiter. Fürst hatte den Posten im Juni 2023 angetreten, der Vertrag war auf fünf Jahre angelegt. Er folgte damals auf Armin Bardelle, der nach elf Jahren an der Stadtwerkespitze auf eigenen Wunsch ausgeschieden war.

Fürst wechselte von den Stadtwerken Stockach (Baden-Württemberg), die er seit 2014 als Geschäftsführer leitete. Zuvor war er 14 Jahre bei den Stadtwerken Mengen tätig, zuletzt als kaufmännischer Werkleiter. Er ist Wirtschaftsjurist sowie staatlich geprüfter Betriebswirt. 
 
Wie es weiter heißt, hat Jürgen Fürst am 31. Juli seinen letzten Arbeitstag in Landshut. Ab dem 1. August wird Jürgen Baron – wie bereits 2023 – erneut interimistisch die Werkleitung übernehmen. Die Suche nach einem neuen Werkleiter soll umgehend beginnen.

Die Herausforderungen für den Eigenbetrieb sind nach Angaben der Stadt groß. Landshuts Oberbürgermeister Thomas Haslinger erklärt: „Ob Energiewende, Optimierung des ÖPNV oder Sanierung des Stadtbads – unsere Stadtwerke stehen vor einer Reihe großer Herausforderungen, die angepackt werden müssen. Wir haben keine Zeit zu verlieren.“

Die Stadtwerke stünden im Energiesektor unter wirtschaftlichem Druck. Investitionen und organisatorische Veränderungen seien erforderlich und gehörten zu den Aufgaben der künftigen Werkleitung.

Die Stadtwerke Landshut betreiben die Sparten Strom, Erdgas, Fernwärme, Wasser und Abwasser sowie den öffentlichen Nahverkehr, die städtischen Bäder und mehrere Parkhäuser. (sag)

Die beiden Geschäftsführer der neuen Energiewerke Langweid sind Helmut Gensberger, Kämmerer in Langweid, und Martina Häusler, bislang Bereichsleiterin Governance und Recht bei Energie Schwaben. „In der Gründung der Energiewerke sehen wir einen wichtigen Schritt für die nachhaltige Entwicklung unserer Gemeinde“, sagte Dominik Jahn, erster Bürgermeister in Langweid am Lech. 

Bürgermeister Dominik Jahn sowie Markus Last und Dirk Weimann, Geschäftsführer Energie Schwaben, haben den Vertrag für die neu gegründeten Energiewerke Langweid am 21. Juli unterschrieben. Damit kann die Gesellschaft ihren operativen Betrieb aufnehmen. Beginnend im Kernort Langweid soll das Nahwärmenetz möglichst rasch entwickelt und schrittweise ausgebaut werden. Der Startschuss für die Bio-Wärmeversorgung ist bereits für die Heizperiode 2026/27 geplant. (hr)

Die Societas Europaea, kurz SE, ist eine anerkannte Rechtsform für länderübergreifend tätige Unternehmen. Mit dem Wechsel von der GmbH zur SE will die Zeppelin-Gruppe nach eigener Auskunft ihrer gewachsenen internationalen Aufstellung besser Rechnung tragen. Die Unternehmensgruppe ist in Europa, Nord- und Südamerika, Asien sowie Afrika aktiv und beschäftigt rund 12.000 Mitarbeitende. 

„Die Zeppelin-Gruppe ist heute internationaler als jemals zuvor. Mit dem Wechsel zur SE passen wir die rechtlichen und organisatorischen Rahmenbedingungen an diese Größe und Internationalität an“, sagte Christian Dummler, Geschäftsführer und CFO der Zeppelin-Gruppe. „Zugleich stärkt die neue Rechtsform unsere Voraussetzungen für weiteres Wachstum, indem wir unsere Strukturen und Standards noch stärker auf die Erwartungen internationaler Geschäfts- und Finanzpartner ausrichten.“

Firmenzukauf als Wachstumstreiber

Die Zeppelin-Gruppe ist im Geschäftsjahr 2025 durch einen großen Zukauf weiter gewachsen (wir berichteten). Zeppelin integriert die Peep Group in den Konzern. Dazu gehören 22 Gesellschaften in Norwegen, den Niederlanden, Nigeria, Belgien und Frankreich mit dem Portfolio von Neu- und Gebrauchtmaschinen, Antriebs- und Energiesystemen, Servicierung und Ersatzteile sowie Lösungen rund um die Vermietung von Equipment und Service. Damit wuchs der Zeppelin-Konzern um 2.000 Mitarbeitende und rund 1,1 Milliarden Euro Umsatz.

Aufgrund der Teilkonsolidierung über sieben Monate wirkte sich der Zukauf bereits 2025 auf die Kennzahlen aus. Für 2026 erwartet das Unternehmen bei vollständiger Konsolidierung einen Umsatz von rund 5 Milliarden Euro. 

Zum 1. Januar 2026 übernahm Zeppelin außerdem die Befra Energietechnik GmbH mit Sitz im bayerischen Leutkirch im Allgäu. Damit erweiterte das Unternehmen sein Geschäftsfeld Energie, Klima und Wasser in der Geschäftseinheit „Rental“ um eigene mobile Trafostationen. Befra ist seit knapp 25 Jahren auf Entwicklung, Planung, Vertrieb und Vermietung von Trafostationen spezialisiert. Diese kommen unter anderem auf Baustellen sowie bei Biogas-, Photovoltaik- und Windkraftanlagen zum Einsatz. Der Kundenkreis umfasst Bauunternehmen, kommunale Betriebe, Energieversorger und die Industrie.

Im Zuge der Transformation bündelte Zeppelin die bisherigen fünf strategischen Geschäftseinheiten zu vier Bereichen: Construction Industry & Mining, Rental, Power Systems und Plant Engineering. Das Unternehmen verfolgt damit eine klarere Struktur und eine stärkere Ausrichtung auf Kunden und Prozesse. Künftig will Zeppelin auch von den Entwicklungen in den Bereichen Sicherheit und Verteidigung, Infrastruktur und resiliente Energieversorgung profitieren. (hr)

Ein syndizierter Kredit wird gemeinsam von mindestens zwei Banken mit einem einheitlichen Vertrag vergeben. An der Fazilität für Nordex beteiligen sich insgesamt 15 Finanzinstitute. Arrangiert wurde die Transaktion von der Commerzbank, Intesa Sanpaolo – IMI CIB Division und der UniCredit Bank GmbH. 

Nordex verweist in seiner aktuellen Mitteilung auf die wichtige Rolle, die Garantiefazilitäten in der Windenergiebranche spielen. Sie dienten unter anderem dazu, Garantien für Kundenprojekte bereitzustellen und weitere vertragliche Verpflichtungen in den Märkten abzusichern, in denen Nordex tätig ist: „In den vergangenen fünf Jahren haben wir als Unternehmen einen umfassenden Transformationsprozess durchlaufen“, kommentiert Finanzvorstand Ilya Hartmann.

„Nach der grundlegenden Stärkung unserer Bilanz, der erfolgreichen operativen Neuausrichtung auf industrielles Leistungsniveau sowie der Erreichung unserer mittelfristigen Ziele, markiert die Refinanzierung den ganzheitlichen Abschluss des Turnarounds“. Die Refinanzierung der Garantiefazilität sichere „einen starken und verlässlichen Rahmen für die kommenden Jahre“, lässt er sich weiter zitieren.

Die Nordex Group hat nach eigenen Angaben seit 1985 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von mehr als 64.000 MW in über vierzig Märkten installiert. Im Jahr 2025 erzielte das Unternehmen einen Konzernumsatz von rund 7,6 Milliarden Euro. Weltweit beschäftigt Nordex mehr als 11.100 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter und produziert in Deutschland, Spanien, Brasilien, Indien und den USA. Das Portfolio umfasst Onshore-Windenergieanlagen der Leistungsklassen von 4 bis 7 MW. (kmt)

Trotz der jüngsten Korrektur bleibt das fundamentale Umfeld insbesondere am Gasmarkt angespannt. Niedrige europäische Speicherstände, eingeschränkte LNG-Lieferungen aus der Golfregion und der verschärfte Wettbewerb mit asiatischen Käufern sorgen weiterhin für erhebliche Unsicherheit mit Blick auf die Versorgung im kommenden Winter. Gleichzeitig könnten neue US-Zölle die Konjunkturaussichten belasten und damit die Nachfrage nach Energie und Emissionszertifikaten dämpfen.

Strom: Durch die Bank schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Dienstag wurde in der Grundlast mit 117,00 Euro je Megawattstunde im Base und 67,25 Euro je Megawattstunde im Peak bewertet.
Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte den Meteorologen von Eurowind zufolge am Dienstag ein gutes Stück geringer ausfallen als noch am Montag. Zwar soll es in den kommenden Tagen wieder sonniger werden, die Wind-Einspeiseleistung soll aber mit 8,8 Gigawatt deutlich unter dem Wert vom Montag (Prognose: 23,2 Gigawatt) liegen. In den kommenden Tagen soll die Wind-Einspeiseleistung in etwa auf diesem Niveau bleiben. 

Am langen Ende des Strommarktes gab das Cal 27 um 2,71 auf 107,89 Euro je Megawattstunde nach.

CO2: Die CO2-Preise haben am Montag weiter leicht nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,09 auf 83,31 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 10,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 84,19 Euro, das Tief bei 82,81 Euro.

Die Spannungen im Nahen Osten bleiben nach Einschätzung der Analysten von Redshaw Advisors der dominierende Einflussfaktor an den Energiemärkten. In den kommenden Tagen dürften die erneut deutlich überdurchschnittlichen Temperaturen etwas Unterstützung für den CO2-Markt mit sich bringen.

Gleichzeitig schürten die jüngst angekündigten zusätzlichen US-Zölle die Sorgen vor einer höheren Inflation und einer Abschwächung der Konjunktur im zweiten Halbjahr. Dies dürfte die Nachfrage der energieintensiven Industrie nach CO2-Zertifikaten und Energieprodukten tendenziell begrenzen.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise sind am Montag gesunken. Der Frontmonat am niederländischen TTF gab um 3,375 auf 59,000 Euro je Megawattstunde nach. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 4,215 auf 59,610 Euro je Megawattstunde nach unten.

Grund für den Preisrückgang sind Hoffnungen, dass die Unterbrechung der Kampfhandlungen zwischen den USA und dem Iran den Weg für neue diplomatische Gespräche ebnen und die LNG-Lieferungen aus der Golfregion wieder normalisieren könnten. Trotz der jüngsten Korrektur notiert der TTF-Frontmonat auf Monatssicht weiterhin mehr als 46 Prozent im Plus, auch weil die Versorgungslage in Europa angespannt bleibt. Die eingeschränkten LNG-Exporte aus Katar treffen auf eine steigende Nachfrage in Asien, während überdurchschnittlich hohe Temperaturen in Europa den Gasverbrauch für die Stromerzeugung erhöhen. Dadurch verschärft sich der Wettbewerb um verfügbare LNG-Lieferungen.

Zusätzliche Sorgen bereiten die vergleichsweise niedrigen Speicherstände. Die europäischen Gasspeicher sind derzeit lediglich zu rund 54 Prozent gefüllt und liegen damit deutlich unter dem saisonalen Fünfjahresdurchschnitt von etwa 70 Prozent. Marktteilnehmer befürchten daher, dass Europa Schwierigkeiten haben könnte, die Speicher rechtzeitig vor Beginn der Heizperiode ausreichend zu füllen. (map)