Anstelle des geplanten Paragraphen 22a im Telekommunikationsgesetz (TKG) präsentieren die Verbände einen gemeinsamen Vorschlag. Er soll für freien Zugang (Open Access) sowohl im Festnetz als auch im Mobilfunk sorgen. Der §22a schaffe in der bislang geplanten Form dagegen „erhebliche Investitionsunsicherheit, weil die Ausgestaltung der vorgesehenen Zugangsbedingungen unklar bleibt“, heißt es in einer gemeinsamen Mitteilung. Auch sprechen die Verbände dem Passus seine europarechtliche Tauglichkeit ab.

Ihren eigenen Vorstoß nennen BDEW, VKU und Breko „Fairplay-Agreement für Deutschlands digitale Zukunft“. Weil sie Firmen vertreten, die etwa 60 Prozent der bestehenden Glasfaseranschlüsse in Deutschland betreiben, sehen sie einen „großen Teil des Marktes bereit, einen Schritt weiterzugehen“.

Die freiwillige Vereinbarung schließt neben leistungsfähigen Glasfaseranschlüssen auch entsprechende Mobilfunknetze ein. Weil die Grenzen zwischen mobiler und standortgebundener Konnektivität absehbar verschwimmen würden, seien alle Anbieter auf den Zugriff auf die jeweils andere Infrastruktur angewiesen. Und dies „zu diskriminierungsfreien, fairen und angemessenen Bedingungen“.

Auf fünf Punkte sollen Festnetzanbieter sich aus freien Stücken verständigen. Sie sollen...

• sich ein Verhandlungsgebot auferlegen, das sie zu Verhandlungen mit geeigneten Nachfragern über faire und angemessene Konditionen eines Layer-2- oder Layer-3-Bitstromzugangs sowie von Glasfaser-Anbindungen für Mobilfunkbasisstationen verpflichtet.
• diese Leistungen diskriminierungsfrei anbieten. Eine technische und ökonomische Nachbildbarkeit auch unter Einschluss des eigenen Vertriebs und anderer Vorleistungsnachfrager sei dabei zu gewährleisten.
• auf ordentliche Kündigungsrechte und kurze Kündigungsfristen ohne berechtigten Sachgrund verzichten. Dies schließe Sanktions- und Vergeltungskündigungen aus.
• den Nachfragern den Weiterverkauf der Vorleistung erlauben, sofern er der Wettbewerbsförderung diene.
• sich verpflichten, die eigenen Anschlüsse über die standardisierte S/PRI-Schnittstelle direkt bzw. über eine geeignete Prozess-Plattform erreichbar zu machen.

Funktionieren kann die Übereinkunft ohne entsprechende Kooperation der Mobilfunknetzbetreiber nicht. Deswegen seien auch deren verbindliche Zusagen gegenüber der Bundesnetzagentur erforderlich. Die Behörde wiederum sei nun mit dem Bundesministerium für Digitales und Staatsmodernisierung gefragt, Gespräche zur Vereinbarung eines Fairplay-Agreements unter Einbeziehung des Bundeskartellamts zu initiieren. Die drei Verbände haben dafür ihre Unterstützung signalisiert. (vs)

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 3,77 und 4,28 Euro pro Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur. 

Hybrid-PPA können eine Erzeugungsanlage und einen Speicher am selben Standort umfassen oder einen Stromabnahmevertrag für die Erzeugungsanlage mit einem gesonderten Speichervertrag kombinieren. Ziel ist, den Wert des Stroms durch einen flexibleren Lieferzeitpunkt zu erhöhen.

Der Solarpark in der Gemeinde Klein Belitz im Landkreis Rostock soll eine installierte Leistung von rund 37 MW erreichen. Maxsolar rechnet mit einer jährlichen Stromerzeugung von rund 36.680 MWh. Am selben Standort entsteht ein Batteriespeicher mit 15 MW Leistung und 30 MWh Speicherkapazität. Photovoltaikanlage und Speicher sollen im Sommer 2027 den Betrieb gehen.

Der Stromliefervertrag läuft über zehn Jahre. Maxsolar liefert den erzeugten Strom einschließlich der Herkunftsnachweise an DB Energie. Die Vertragsparteien haben eine „Pay-as-Nominated“-Bilanzkreislieferung vereinbart. Grundlage bildet die jeweils für den Folgetag prognostizierte Stromerzeugung. 

Speicher verschiebt Liefermengen

Der Batteriespeicher soll es ermöglichen, die prognostizierten Einspeisemengen innerhalb des Lieferprofils zeitlich zu verschieben. Damit lässt sich die Einspeisung von der unmittelbaren Solarstromproduktion entkoppeln. Der PPA umfasst somit nicht nur die Abnahme der Erzeugung, sondern bezieht die Flexibilität des Speichers in das Vermarktungsmodell ein.

„Das Projekt Friedrichshof zeigt, wie sich Photovoltaik und Batteriespeicher als integrierte Anlagenkombination auch ohne Förderung erfolgreich vermarkten lassen und damit den Weg für eine neue Generation erneuerbarer Energieprojekte ebnen“, sagte Anwar Darwich, Commercial Director bei Maxsolar. 

Maxsolar will nach eigenen Angaben weitere Photovoltaikprojekte zusammen mit Batteriespeichern entwickeln und vermarkten. Das Unternehmen sieht in solchen Anlagenkombinationen eine Möglichkeit, förderfreie Projekte stärker an den Preissignalen des Strommarktes auszurichten.

Das Projekt Friedrichshof soll dafür einen ersten Anwendungsfall im PPA-Geschäft der beiden Unternehmen liefern. Entscheidend für das Vermarktungsmodell ist, dass der Speicher nicht getrennt vom Solarpark betrachtet wird. Er wird in die Erfüllung des vereinbarten Lieferprofils einbezogen und kann Erzeugungsmengen zwischen verschiedenen Stunden verschieben. Dadurch erweitert sich die Rolle des Speichers von einer eigenständigen Flexibilitätsanlage zu einem Bestandteil der langfristigen Stromlieferung.

Die im Jahr 2009 gegründete Maxsolar GmbH mit Sitz in Traunstein entwickelt integrierte Energiekonzepte, die Photovoltaik, Windkraft, Speicher, Elektromobilität und Wärmeversorgung verbinden. Das Unternehmen beschäftigt rund 400 Mitarbeitende und verfügt über eine Projektpipeline von 7.600 MW. (hr)

Treiber sind mehrere Entwicklungen zugleich. Die Zahl der PV-Anlagen wächst, zugleich erreichen mehr Bestandsanlagen das Ende ihrer bisherigen EEG-Förderung. Für neue Anlagen könnten sich die Bedingungen ebenfalls ändern. Die Asew verweist auf den Kabinettsentwurf zur EEG-Novelle und den dort vorgesehenen Wegfall der Einspeisevergütung für neue Anlagen ab 2027. Eine vorgesehene Übergangsvergütung ändere aus Sicht der Arbeitsgemeinschaft nichts daran, dass klassische Vermarktungsmodelle an Bedeutung verlieren könnten.

Für Stadtwerke stellt sich damit die Frage, welche Alternativen wirtschaftlich tragfähig sind. Im Mittelpunkt stehen Modelle der Direktvermarktung, bei denen kleine Anlagen in größeren Portfolios zusammengefasst werden. Einzelne PV-Anlagen, Batteriespeicher, Wärmepumpen oder Elektrofahrzeuge sind häufig zu klein, um relevante Vermarktungserlöse zu erzielen. In der Bündelung können dagegen steuerbare Leistungs- und Energievolumen entstehen. Damit wird aus dem bisherigen Produktgeschäft zunehmend eine Systemaufgabe.

Lastenheft für Heim-Energiemanagement-Systeme erarbeitet

Damit rückt die technische Infrastruktur in den Vordergrund. Intelligente Messsysteme, Steuerboxen und Heim-Energiemanagement-Systeme (HEMS) sollen Erzeugung, Speicherung und Verbrauch automatisiert aufeinander abstimmen. Für Stadtwerke wird die Auswahl geeigneter Systeme zur strategischen Frage. Zu klären ist unter anderem, ob Cloud-, Hardware- oder Hybridlösungen eingesetzt werden sollen und wie sie sich in Vertriebs- und Abrechnungsprozesse integrieren lassen. Die ASEW hat hierzu nach eigenen Angaben HEMS-Anbieter verglichen und ein Lastenheft erarbeitet.

Zusätzliche Erlösmöglichkeiten könnten sich durch dynamische Stromtarife, dynamischere Netzentgelte, bidirektionales Laden und Energy Sharing ergeben. Beim Energy Sharing nach Paragraf 42c EnWG hat die ASEW nach eigenen Angaben rechtliche Rahmenbedingungen sowie Plattform- und Dienstleistermodelle untersucht.

Für kommunale Versorger verschiebt sich damit auch die Rolle im Endkundengeschäft. Die Kundenbindung bleibt wichtig, zugleich stellt sich die Frage, wie tief Stadtwerke selbst in die neue Wertschöpfung einsteigen wollen. Möglich sind Rollen vom Vertriebspartner für HEMS und Flexibilitätsprodukte über die Bündelung dezentraler Anlagen bis zur Zusammenarbeit mit Direktvermarktern. Welche Variante sinnvoll ist, hängt unter anderem von IT-Landschaft, Kundenbasis, Partnern und Risikoprofil ab.

Einen Schwerpunkt will die ASEW nun auf die Direktvermarktung kleiner PV-Anlagen legen. Geplant ist ein Status-quo-Bericht aus Sicht der Stadtwerke. Untersucht werden soll, welche Vermarktungsmodelle langfristig tragfähig sind, welche Rolle kommunale Versorger übernehmen können und ab welcher Bündelung wirtschaftlich relevante Größenordnungen erreicht werden. (fw)

In einer Mitteilung heißt es, Forschende der Empa-Abteilung „Technologie und Gesellschaft“ analysierten dafür die Bestände von 22 verschiedenen Materialien, die in der bestehenden fossilen Energieinfrastruktur enthalten seien. Zwei Rohstoffe stechen dabei heraus: Stahl und Kupfer. Beide sind in großen Mengen vorhanden und werden zugleich für den Ausbau erneuerbarer Energien benötigt.

Den Berechnungen zufolge könnte das Recycling der fossilen Infrastruktur den gesamten Stahlbedarf und rund ein Drittel des Kupferbedarfs für die Energiewende decken. Beim schrittweisen Rückbau der Anlagen würden entsprechende Materialströme für die Wiederverwertung verfügbar. Die Kapazitäten der weltweiten Recyclinganlagen wären nach Angaben der Forschenden ausreichend, um diese Mengen zu verarbeiten.

Auch aus ökologischer Sicht spricht laut Empa einiges für die Wiederverwertung. Die Recyclingprozesse für Stahl und Kupfer verursachen geringere Umweltbelastungen als die Gewinnung neuer Rohstoffe. Für das Recycling wird vor allem Strom benötigt: Stahl kann in Elektroöfen eingeschmolzen, Kupfer in einem elektrochemischen Verfahren zurückgewonnen werden. Die Primärgewinnung verursacht dagegen unter anderem Schlacke, Feinstaub, CO2-Emissionen und bei Kupfer giftige Abfälle.

„Durch das Recycling von Stahl und Kupfer aus der fossilen Infrastruktur könnten wir bis 2050 externalisierte Kosten von vier bis elf Billionen US-Dollar einsparen“, sagt Empa-Forscher und Studienautor Hauke Schlesier. Das Recycling selbst sei dabei nicht teurer als die Primärgewinnung und damit wettbewerbsfähig. „Zusätzlich lassen sich bis zu zwei Milliarden Tonnen CO2-Äquivalente vermeiden. Das entspricht etwa 50 Jahren Schweizer Emissionen“, fügt Schlesier hinzu.

Verwenden ließen sich die zurückgewonnenen Rohstoffe unter anderem für Solaranlagen, Windturbinen, Stromleitungen und Elektrolyseure zur Wasserstoffproduktion. Die Studie verweist beispielsweise auf Befestigungssysteme für Photovoltaikanlagen. „Interessant ist die Verwendung von recyceltem Stahl anstatt Aluminium in den Befestigungssystemen von Solaranlagen“, heißt es darin. Dadurch könne der CO2-Fußabdruck der Anlagen um etwa ein Drittel sinken.

Die Menge des in der fossilen Infrastruktur enthaltenen Stahls könnte laut Studie das Zwei- bis Fünffache des für den Ausbau der Solarenergie zur Erreichung der globalen Klimaziele benötigten Bedarfs bereitstellen. Auch bei Windenergieanlagen könnte recycelter Stahl den CO2-Fußabdruck um rund ein Drittel reduzieren. Würde der zurückgewonnene Stahl ausschließlich für Windturbinen genutzt, könnte er den dafür bis 2050 benötigten Stahlbedarf vollständig decken.

Voraussetzung dafür ist allerdings, dass die fossile Infrastruktur tatsächlich schrittweise außer Betrieb genommen wird. „Wichtig ist: Saubere Energietechnologien müssen die fossile Infrastruktur sukzessive ersetzen, damit der eingebettete Stahl und das Kupfer wiederverwendet werden können“, sagt Schlesier. (sag)

Grundlage der Auswertung waren einer Mitteilung zufolge Daten der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FFE) in München. Aroundhome hat analysiert, wie viele Bestandsgebäude in deutschen Großstädten aufgrund ihrer baulichen, räumlichen und geologischen Voraussetzungen für Wärmepumpen geeignet sind. Durchschnittlich mehr als jedes zweite Gebäude (58,9 Prozent) kommt dafür infrage. Allerdings sind die Unterschiede zwischen den Städten erheblich.

An der Spitze liegt Dresden: Dort sind 82,5 Prozent der Gebäude grundsätzlich für mindestens eine der untersuchten Technologien geeignet. Dahinter folgen Bielefeld mit 78,2 Prozent, Berlin mit 74,9 Prozent, Hamburg mit 68,1 Prozent und Bochum mit 66,1 Prozent. Deutlich niedriger fällt das ermittelte Potenzial in anderen Großstädten aus. In Düsseldorf sind nur 40,9 Prozent der Gebäude geeignet, in Frankfurt am Main gerade einmal 41,4 Prozent. Davor liegen Köln mit 44,4 Prozent und Mannheim mit 45,1 Prozent. 

Ob eine Wärmepumpe technisch infrage kommt, hängt unter anderem vom Platzangebot sowie von den Grundstücks- und Bodenverhältnissen ab. Dabei unterscheiden sich auch die Anforderungen der verschiedenen Technologien.

Luftwärmepumpen benötigen vergleichsweise wenig Platz, da in der Regel vor allem ein geeigneter Aufstellort für das Gerät erforderlich ist. Erdsonden und Erdkollektoren setzen dagegen geeignete Bodenverhältnisse beziehungsweise ausreichend Grundstücksfläche voraus. Gerade in dicht bebauten Städten sind die Einsatzmöglichkeiten deshalb eingeschränkter. Solar-Eisspeicher kommen laut Auswertung vor allem bei Neubauten und umfangreicheren Sanierungsprojekten infrage.

Entsprechend unterscheiden sich die ermittelten Potenziale. Für Luftwärmepumpen kommt im bundesweiten Durchschnitt ein Anteil von 65 Prozent der untersuchten Gebäude infrage. Bei Erdsonden-Wärmepumpen sind es 47 Prozent, bei Solar-Eisspeichern 37 Prozent und bei Erdkollektoren 24 Prozent. Grundwasser-Wärmepumpen wurden in der Analyse nicht berücksichtigt.

Einen erheblichen Einfluss hat auch der Gebäudetyp. Unter den betrachteten Kategorien weisen freistehende Ein- und Zweifamilienhäuser mit durchschnittlich 91 Prozent den höchsten Anteil technisch geeigneter Gebäude auf. Bei kleinen Mehrfamilienhäusern mit drei bis sechs Wohneinheiten sind es 83,4 Prozent, bei Doppelhäusern 71 Prozent. Deutlich geringer fällt das Potenzial bei Reihenhäusern (40,0 Prozent) sowie großen Mehrfamilienhäusern mit sieben und mehr Wohneinheiten (32,7 Prozent) aus.

Die Untersuchung „Wärmepumpen-Potenzial in deutschen Großstädten“ ist auf der Internetseite von Aroundhome veröffentlicht. (sag)

Dies ergibt sich aus dem Einsatz von insgesamt 2,3 Millionen Litern des zum Beispiel aus Altfetten hergestellten Antriebsmittels. Fossiler Diesel komme nicht mehr in die Tanks. Deshalb sei auch die Belastung der Luft mit Feinstäuben und Kohlenmonoxid zurückgegangen, um bis zu 30 Prozent bzw. bis zu 25 Prozent.

Auf ihrer Website geben die Stadtwerke an, 116 Busse im Einsatz zu haben; 45 davon, also mehr als ein Drittel, verfügen über Elektroantriebe. Die Elektrifizierung der Flotte bleibe in den nächsten Jahren das zentrale Ziel, so die Oberpfälzer. Der Umstieg auf biogenen Diesel für die Verbrenner ist für den Übergang eine Möglichkeit, „die Klimabilanz unseres ÖPNV bereits heute spürbar zu verbessern“, so Geschäftsführer Manfred Koller.

Beim HVO100 ist allerdings nicht alles grün, was glänzt. Die Herkunft der Altfette oder mögliche Anteile von Palmöl am Kraftstoff stehen in der Kritik. Regensburg versucht zumindest beim zweiten Punkt, auf Nummer sicher zu gehen. Ein unabhängiges Prüfunternehmen teste das HVO100 auf Palmöl-Rückstände, heißt es in der Mitteilung. (vs)

Zuletzt verlangsamte sich der Rückgang der schädlichen Emissionen deutlich. Im vergangenen Jahr konnten die Emissionen nur um 0,1 Prozent reduziert werden − zu wenig um das Ziel für 2030 zu erreichen. Nachholbedarf gibt es vor allem in den Sektoren Verkehr und Gebäude, die ihren Emissionszielen deutlich hinterherhinken. Der Energiesektor hat sein Ziel dagegen dank des Ausbaus erneuerbarer Energien bisher übererfüllt.

Auch die Finanzkennzahlen stiegen. Der bereinigte Umsatz erhöhte sich den Angaben zufolge um rund 14 Prozent auf 3,5 Milliarden Euro nach 3,1 Milliarden Euro im ersten Halbjahr 2025. Das bereinigte operative Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Ebit) wuchs um rund 29 Prozent auf 1,1 Milliarden Euro. Im Vorjahreszeitraum hatte es 866 Millionen Euro betragen. Das bereinigte Halbjahresergebnis legte um rund 26 Prozent von 445 Millionen Euro auf 560 Millionen Euro zu.

Als einen wesentlichen Faktor für das weitere Investitionsprogramm nennt Tennet die neue Eigentümerstruktur. Im ersten Halbjahr wurde eine Eigenkapitaltransaktion mit dem niederländischen Pensionsinvestor APG, dem Staatsfonds GIC aus Singapur und Norges Bank Investment Management abgeschlossen. Am 3. Juli beteiligte sich zudem die Förderbank KfW an Tennet Germany. Nach Umsetzung der vorgesehenen Kapitalzuführungen sollen APG, GIC und Norges Bank Investment Management zusammen 46 Prozent halten. Auf die KfW entfallen 25,1 Prozent, auf die bisherige Muttergesellschaft Tennet Holding 28,9 Prozent.

Erstmals eigene grüne Anleihe begeben

Nach Darstellung des Netzbetreibers soll die neue Struktur den erwarteten Eigenkapitalbedarf für das geplante Investitionsprogramm decken. Vorstandschef Tim Meyerjürgens verwies in diesem Zusammenhang auf den wachsenden Bedarf an Netzkapazität. Der Aus- und Umbau des Übertragungsnetzes sei eine zentrale Aufgabe, um Versorgungssicherheit und Elektrifizierung zu unterstützen.

Zusätzlich hat Tennet Germany erstmals eigene grüne Anleihen begeben. Die Emission umfasste insgesamt 3,5 Milliarden Euro. Nach Unternehmensangaben war sie zum Emissionszeitpunkt die größte europäische grüne Unternehmensanleihe nach dem EuGB-Standard am Euro-Corporate-Bond-Markt. Das Orderbuch sei in der Spitze rund 6,3-fach überzeichnet gewesen. Finanzvorstand Markus Binder wertete die Platzierung als Baustein der langfristigen Finanzierung des Ausbauprogramms.

Bei den Netzprojekten meldete Tennet mehrere Fortschritte. Beim Südlink-Projekt wurde der Tunnelvortrieb für die Elbunterquerung abgeschlossen. In Wilhelmshaven begannen die Bauarbeiten für den Netzverknüpfungspunkt Sengwarden, über den künftig zusätzliche Strommengen in das Übertragungsnetz eingebunden werden sollen. Im Juli nahm Tennet zudem den Ostbayernring in Betrieb. Die Leitung soll zusätzliche Kapazitäten für die Aufnahme erneuerbarer Energien schaffen und damit den Bedarf an Redispatch-Maßnahmen verringern. Im ersten Halbjahr 2026 errichtete das Unternehmen nach eigenen Angaben insgesamt 188 Kilometer neue Stromleitungen.

Für das Gesamtjahr hält Tennet Germany an seinem Ausblick fest. Die Investitionen nach Handelsgesetzbuch sollen gegenüber 2025 im unteren zweistelligen Prozentbereich steigen. Beim bereinigten Ebit rechnet das Unternehmen weiterhin mit einem Wachstum im mittleren zweistelligen Prozentbereich. Als Unsicherheitsfaktor nennt Tennet das wirtschaftliche Umfeld. (fw)

Auch beim Umsatz verzeichnete das Unternehmen einen Anstieg. Der Konzernumsatz der Enercon-Dachgesellschaft UEE Holding SE & Co. KG erhöhte sich 2025 auf 4,45 Milliarden Euro. Im Vorjahr waren es 3,83 Milliarden Euro. „Das zweite Jahr in Folge konnten wir unseren Umsatz um rund 16 Prozent steigern“, sagt Enercon-CEO Udo Bauer.

Enercon konzentriert sich auf Windkraftanlagen an Land und produziert keine Offshore-Turbinen. Im vergangenen Jahr nahm das Unternehmen insgesamt 627 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 2.785 MW in Betrieb. 2024 waren es 2.776 MW gewesen. Die neu installierte Leistung blieb damit trotz des Umsatzwachstums annähernd konstant.

Deutschland war 2025 ein wichtiger Markt für das Unternehmen. Enercon nahm hier Windenergieanlagen mit insgesamt 1.594 MW Leistung in Betrieb. Gemessen an der neu installierten Leistung erreichte der Hersteller damit nach eigenen Angaben einen Marktanteil von 30,4 Prozent.

Auch auf dem europäischen Markt erhöhte Enercon seinen Anteil. Dieser stieg den Unternehmensangaben zufolge von 15,1 Prozent im Jahr 2024 auf 15,5 Prozent im vergangenen Jahr. Der nach installierter Leistung größte Exportmarkt war 2025 die Türkei. Insgesamt nahm Enercon außerhalb Deutschlands Anlagen mit einer Leistung von 1.192 MW in Betrieb.

Der Vorstand erwartet, dass sich die Geschäftsentwicklung fortsetzt. Dabei verweist das Unternehmen insbesondere auf seine Auftragslage. „Wir verzeichnen weiterhin einen starken Auftragseingang – mit einer Steigerung von 40 Prozent gegenüber den Vorjahren. Bis Jahresende 2025 belief sich unser Auftragseingang auf 5,85 Milliarden Euro“, sagt CEO Udo Bauer. „Wir haben darüber hinaus eine stabile Auftragssituation auch in die nächsten Jahre hinein. Unsere Auftragsbücher sind bis 2028 gefüllt.“

Eine entscheidende Rolle bei den Auftragseingängen spielt nach Angaben des Herstellers das neue Top-Modell E-175 EP5. Die Onshore-Anlage verfügt in ihrer aktuellen Ausführung über eine Nennleistung von bis zu 7 MW und einen Rotordurchmesser von 175 Metern. Enercon richtet das Modell insbesondere auf Standorte mit mittleren und schwächeren Windgeschwindigkeiten aus.

Enercon ist international aktiv, wobei der Schwerpunkt weiterhin auf Europa liegt. Das Unternehmen unterhält Vertriebs- und Servicepräsenzen in zahlreichen Ländern. Zu den wichtigen Auslandsmärkten und Standorten zählen die Türkei, Frankreich und Portugal.

Enercon mit Sitz im niedersächsischen Aurich wurde 1984 von Aloys Wobben gegründet. Eigentümer der Unternehmensgruppe ist die Aloys Wobben Stiftung. Sie hält die Anteile an der UEE Holding, unter deren Dach die Enercon-Gruppe organisiert ist. (sag)

Zum 1. August habe das Unternehmen auch die zu Monatsbeginn fällig werdenden Abschläge wieder einziehen können. Das war nach der vorsorglichen Trennung aller Systeme im Vormonat nicht möglich gewesen. Für den Juli erfolgte der Einzug mit etwa zwei Wochen Verspätung.

Während dies vorrangig den digitalen Kontakt mit dem Versorger betraf, spürte die Kundschaft der GSW die Einschränkungen auch handfest. Der Eintritt in die diversen Schwimmbäder war bar zu entrichten. Doch seit dem 6. August sei auch das bargeldlose Zahlen an den Kassen wieder möglich, so die Sprecherin. Damit seien auch Gutscheine und Geldwertkarten, die den Eintritt günstiger machen, wieder zu erwerben und einzulösen.

Mit den Ermittlungen in der Sache ist die in Köln ansässige Zentral- und Ansprechstelle Cybercrime Nordrhein-Westfalen (ZAC NRW) betraut. Aussagen zu Natur, Folgen und Urhebern des Angriffs waren dort bis Redaktionsschluss nicht zu erhalten. Das Unternehmen selbst äußert sich dazu nicht.

Die GSW-Sprecherin wies darauf hin, dass das Unternehmen beim Neuaufbau der Systemlandschaft die ohnehin hohen Sicherheitsstandards „nun noch einmal auf ein höheres Level gehoben“ habe. Im Zuge der Arbeit von IT-Forensikern sei eine „umfangreiche Rücksicherung von Daten und Netzwerken“ erfolgt. Angriffe dieser Art seien dennoch nie ganz auszuschließen. (vs)

Grindel, eigentlich Leiter Technisches Management, ist seit gut einem Monat bei den Stadtwerken in dieser herausgehobenen Rolle tätig. Mit seinem Prokuristen-Kollegen Walter Bommer (Leiter Technischer Service) hat er übergangsweise die Leitung des kommunalen Unternehmens unternommen.

Dies war erforderlich, weil der Aufsichtsrat sich Anfang Juli 2026 vom Kurzzeit-Geschäftsführer Marc Fischer getrennt hatte. Er hatte das Ruder erst im Januar 2025 übernommen. Bommer und Grindel hatten die Stadtwerke bereits einmal interimsweise geführt, bevor Fischer ins Amt gekommen war. Die jüngste Trennung hat wohl auch damit zu tun, dass die Konsolidierung der Stadtwerke nicht im gewünschten Tempo voranschreitet.

Verlustgeschäfte kann Teterow sich offenbar nicht länger leisten. Wie berichtet, stützt die Kommune ihren Versorger mit einer modifizierten Ausfallbürgschaft bis zum Jahresende. Die darüber abgesicherten 1,6 Millionen Euro dienen den Stadtwerken zur Aufnahme eines Kredits in Höhe von 2 Millionen Euro.

Die Hoffnungen im Breitband-Geschäft haben sich nicht erfüllt, weil die Vertragsabschlüsse hinter den Erwartungen zurückblieben. Andreas Grindel spricht von etwa 1.000 Kundinnen und Kunden, die Kalkulation war von 2.500 ausgegangen. Der Interimschef sagt, man wolle sich möglichst bis Jahresende 2026 von der Sparte trennen. Damit erfolgt eine Fokussierung auf die angestammten Geschäftsfelder, Energie, Wärme und Wasser.

Denn Ende des laufenden Jahres soll auch mit einem weiteren defizitären Kind der Stadtwerke Schluss sein. Auf der Burgwallinsel im bei Auflüglern beliebten Teterower See betreibt der Versorger im Auftrag der Kommune eine Gaststätte. Auch die sei, so Grindel, ein Verlustgeschäft. Bis Ende August können Interessierte ihren Übernahmewunsch bekunden.

Und letztlich müssen die Stadtwerke Teterow auch ihre Einlage als Gesellschafter der insolventen Stadtwerke Laage abschreiben. 2011 hatten sie 25 Prozent am benachbarten Unternehmen erworben und dafür rund 180.000 Euro bezahlt. Als Laage klamm war, versuchte Teterow noch mit einem Teilerlass von Schulden zu helfen. Diese Gelder sind unwiederbringlich fort. (vs)

Um den stetig wachsenden Herausforderungen im Energiemarkt effizient zu begegnen, habe die Erenja AG & Co. KG ihre Tochtergesellschaft „energiehoch3 GmbH auf die Muttergesellschaft Erenja verschmolzen“. Sämtliche Vertriebs- und Serviceaktivitäten laufen fortan gebündelt unter der Dachmarke Erenja, heißt es in einer knappen Mitteilung. 

Für Kundinnen und Kunden beider Marken ändert sich durch den Markenwechsel praktisch nichts. Die bestehenden Verträge, Preisgarantien, Konditionen und vereinbarten Laufzeiten behalten ihre Gültigkeit. Auch die Belieferung mit Ökostrom und Gas sei sichergestellt. Ein aktives Handeln seitens der Verbraucher sei nicht erforderlich. Der Übergang der Verträge erfolge automatisch und nahtlos.

Erenja-Geschäftsführer Stefan Pruß begründet die Konsolidierung in einer Mitteilung mit den komplexer werdenden Rahmenbedingungen in der Branche: „Die Energiebranche steht vor zunehmenden regulatorischen und prozessualen Herausforderungen. Durch die Zusammenführung von Energiehochdrei und Erenja bündeln wir unsere Kompetenzen, vereinfachen Abläufe und nutzen dadurch Synergien.“

Die Neuaufstellung sei eine Reaktion auf die gestiegenen Anforderungen: Neben volatilen Marktpreisen erfordern gesetzliche Vorgaben zur Transparenz, Entlastungspolitik und IT-Sicherheit eine hochgradig effiziente Verwaltung. Die Zusammenführung zweier bisher getrennter Vertriebskanäle eliminiert doppelte IT- und Administrationsstrukturen und beschleunigt Serviceabläufe.

Energiehochdrei wurde ursprünglich als rein digitaler Online-Anbieter im Umfeld von Gelsenwasser und Partnern gegründet. Die Strategie setzte auf ein schlankes Online-Portal, Ökostrom sowie Erdgastarife ohne undurchsichtige Wechselboni.

Mit der Übernahme durch die Erenja AG & Co. KG, die im Frühjahr 2023 als zentrale Vertriebsgesellschaft der Gelsenwasser AG aufgestellt wurde, bündelt die Gelsenwasser-Gruppe ihre Kräfte nun vollständig. Erenja kombiniert als bundesweiter Anbieter von Ökostrom, Klimagas und Energiedienstleistungen wie Photovoltaik oder Wärmepumpen-Lösungen ein digitales Angebot. Das Unternehmen betreibt zudem Kundencenter im Ruhrgebiet und am Niederrhein. (sag)

The Mobility House North America ist in erster Linie im Lade- und Energiemanagement für Schulbusse, den öffentlichen Personennahverkehr und andere Flotten tätig. Das unternehmenseigene System „ChargePilot“ steuert nach Angaben des Unternehmens in den USA und Kanada mehr als 100 MW Ladeleistung für mehr als 150 Flottenbetreiber. 

Hinzu kommen sieben Projekte zur Vehicle-Grid-Integration (VGI) in mehreren US-Bundesstaaten. Dabei wird die Flexibilität von Fahrzeugbatterien unter anderem für Netzdienstleistungen genutzt. In Kalifornien beteiligt sich das Unternehmen nach eigenen Angaben mit seiner Plattform „Cascade“ am Emergency Load Reduction Program des Energieversorgers PG&E. In Massachusetts sollen in einem staatlich geförderten Vehicle-to-Everything-Programms (V2X) bis zu 100 bidirektionale Ladesysteme installiert werden. 

Verbindung von Laden, Photovoltaik und Speicher 

Powerflex will das Geschäft in eine Plattform integrieren, die neben Ladeinfrastruktur auch Photovoltaik, Batteriespeicher und Energiemanagement umfasst. Powerflex gibt an, derzeit mehr als 70.000 Ladepunkte zu verwalten. Zudem hat das Unternehmen nach eigenen Angaben mehr als 500 MW Photovoltaikleistung sowie Batteriespeicher mit einer Kapazität von mehr als 50.000 kWh installiert. Die Plattform „PowerFlex X“ steuert die verschiedenen Energieanlagen auf Standortebene. 

Die beiden Unternehmen wollen ihre Softwareplattformen schrittweise zusammenführen. Bestehende Verträge und Ansprechpartner von The Mobility House North America sollen erhalten bleiben. Gregor Hintler, bislang CEO der nordamerikanischen Gesellschaft, wechselt zu Powerflex. 

Die Transaktion ist Teil eines größeren Restrukturierungsprozesses bei The Mobility House. Erst im Juni hatten die Münchner bekannt gegeben, sich von ihrem Geschäftsbereich „The Mobility House Solutions“ trennen zu wollen. Käufer dieser Sparte ist der französische Mobilitäts- und Zahlungsdienstleister Edenred (wir berichteten).  (kmt)

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Day-ahead wurde im Base mit 110,75 Euro je Megawattstunde und im Peak mit 67,25 Euro je Megawattstunde gehandelt. Börslich ergab sich für die Grundlast ein Preis von 110,38 Euro, für die Spitzenlast wurden 67,01 Euro ermittelt. Dabei ergaben sich für den Zeitraum von 12.45 bis 15.00 Uhr negative Preise. Die niedrigste Notierung fiel mit -0,18 Euro für 14.00 bis 14.15 Uhr an.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Dienstag mit 29,6 Gigawatt etwas höher ausfallen als am Berichtstag, für den 28,7 Gigawatt prognostiziert wurden. Für die folgenden Wochentage erwarten die Meteorologen von Eurowind etwas geringere Einspeiseleistungen zwischen 23 und 27 Gigawatt, die insbesondere auf weniger Wind zurückzuführen sind. Maßgeblich für die Preissteigerungen am Strommarkt sind am Berichtstag die festeren Notierungen bei den Primärenergieträgern Kohle und insbesondere Gas.

Diese gehen einher mit einer neuen Hitzewelle, die allerdings zum Wochenende hin bereits wieder abklingen soll. Zudem ist die französische Kernkraftskapazität wegen Hitze und niedrigen Wasserständen um 15 Prozent reduziert. Am langen Ende legte das Strom-Frontjahr um 2,22 auf 105,00 Euro.

CO2: Der CO2-Markt hat zum Start in die neue Woche Abgaben verzeichnet. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.09 Uhr 1,48 auf 81,81 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,1 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 83,34 Euro, das Tief bei 81,60 Euro.

Maßgeblich für die Abgaben dürften die starken Zugewinne von Gas sein. Höhere Gaspreise dämpfen die Nachfrage nach dem Energieträger und damit auch den Bedarf an Emissionszertifikaten. Sehr fraglich ist allerdings, ob sich der Abgabedruck am CO2-Markt auch am Dienstag fortsetzen wird. Die Analysten von Vertis rechnen für die laufende Woche mit einer tendenziell eher nach oben gerichteten Preisentwicklung. Sie verweisen auf das geringere Angebot aus den Primärmarktauktionen und auf die neue Hitzewelle, die Europa in dieser Woche überziehen wird. Zudem soll das Windaufkommen in den kommenden Tagen schwach ausfallen. Beide Faktoren lassen den verstärkten Einsatz fossiler Kraftwerke geboten erscheinen.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Montag fest gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.50 Uhr 3,870 auf 59,000 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 3,910 auf 58,800 Euro nach oben.

Die europäischen Erdgaspreise steigen, da Unsicherheiten hinsichtlich der Wiederöffnung der Straße von Hormus vor dem Winter Sorgen um die Versorgung aufkommen lassen. „Europa hinkt bei der Befüllung seiner Speicher vor Beginn der Heizperiode deutlich hinterher: Die Füllstände liegen bei 58 Prozent, verglichen mit den üblichen saisonalen Werten von 70 Prozent“, so die Analysten der ANZ. „Doch selbst wenn die Meerenge wieder geöffnet wird, werden die Reedereien eine längere Phase der Ruhe benötigen, bevor sie die Fahrt durch diese wichtige Wasserstraße antreten“, heißt es von den Analysten der ANZ. (cdg)