13. August 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
RECHT: BWE sieht Rechtsverstöße im Netzpaket
WÄRME: Kostenlotterie beim Netzanschluss bremst Wärmepumpen
WINDKRAFT : BSH genehmigt weitere Steckdose in der Nordsee
KOHLE: Bundesregierung verschiebt Bericht zu Kohleausstieg
HANDEL & MARKT
EMISSIONSHANDEL: Sandbag warnt vor Überschuss an ETS-Zertifikaten
UNTERNEHMEN: 2G Energy übernimmt italienischen Serviceanbieter
REGENERATIVE: EEG-Kontostand steigt auf 1,2 Milliarden Euro
NORDRHEIN-WESTFALEN: Windstrom direkt ins Werk - Land sieht Vorteile für Firmen
STATISTIK DES TAGES: Erzeugerpreisindex von Erdgas in Deutschland
TECHNIK
IT: Maingau verlagert Portfoliomanagement in Cloud
WINDKRAFT OFFSHORE: Nordsee-Windpark He Dreiht ist (fast) komplett
UNTERNEHMEN
NEUORDNUNG: SWK Krefeld trennt Erzeugung und Vertrieb
VERTRIEB: Get AG trennt sich von Preisvergleich.de
WIRTSCHAFT: Axpo begibt Anleihe über 100 Millionen Franken
PERSONALIE: Neue technische Geschäftsführerin bei der MVG in Mainz
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: Energiemärkte bleiben unter Spannung
TOP-THEMA
Eon steigert Ergebnis trotz Umsatzrückgang
Leonhard Birnbaum bei der Vorstellung der Halbjahresbilanz. Quelle: Stefan Sagmeister
BILANZ.
Der Essener Konzern hat seine Halbjahreseszahlen vorgelegt. Das Ergebnis liegt leicht über dem Vorjahr.
Eon hat im ersten Halbjahr bei einem rückläufigen Umsatz sein Ergebnis verbessert. Der Umsatz sank im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um 8 Prozent von 41,6 Milliarden auf 38,1 Milliarden Euro. Das bereinigte Ebitda erhöhte sich leicht um ein Prozent von 5,3 Milliarden auf 5,4 Milliarden Euro. Der bereinigte Konzernüberschuss legte um 5 Prozent von 1,8 Milliarden auf 1,9 Milliarden Euro zu.
Beim Umsatz machte sich vor allem die Entwicklung im Vertrieb bemerkbar. Das Geschäftsfeld Energy Retail, wo Eon in erster Linie Privat-, Gewerbe- und Industriekunden mit Strom und Gas beliefert, verzeichnete geringere Erlöse.
Der Zwischenbericht nennt unter anderem geringere Absatzmengen als Ursache. Auf Konzernebene entfielen im ersten Halbjahr 24,1 Milliarden Euro Umsatz auf Strom und 10,6 Milliarden Euro auf Gas. Im Vorjahreszeitraum waren es noch 26,1 Milliarden beziehungsweise 12,1 Milliarden Euro.
Beim Ergebnis entwickelten sich die Geschäftsfelder unterschiedlich. Das Geschäftsfeld Energy Networks, das die Strom- und Gasverteilnetze betreibt, erzielte ein bereinigtes Ebitda von 3,8 Milliarden Euro und lag damit annähernd auf Vorjahresniveau. In Deutschland fiel der Ergebnisbeitrag allerdings niedriger aus.
Wachstum im deutschen Industriekundengeschäft
Belastend wirkten höhere Aufwendungen für Wachstumsmaßnahmen, der Wegfall der Ergebnisbeiträge der entkonsolidierten NEW-Gruppe und ein geringeres Beteiligungsergebnis. Die wachsende Vermögensbasis sowie der Ausbau des Geschäfts mit intelligenten Stromzählern konnten diese Effekte teilweise ausgleichen.
Stärker entwickelte sich Energy Infrastructure Solutions. Das Geschäftsfeld entwickelt und betreibt Energieinfrastruktur unter anderem für Industrieunternehmen, Städte und Kommunen. Das bereinigte Ebitda stieg um 19 Prozent auf rund 390 Millionen Euro. Wesentliche Gründe waren das Wachstum im deutschen Industriekundengeschäft, die verzögerte Weitergabe höherer Beschaffungskosten in Skandinavien sowie witterungsbedingte Effekte im Wärmegeschäft in Skandinavien und Polen.
Zu den positiven Entwicklungen des ersten Halbjahres gehört damit zum einen das Wachstum bei Energy Infrastructure Solutions. Zum anderen entwickelte sich das Netzgeschäft außerhalb Deutschlands positiv. In Schweden sorgten vor allem Tarifanpassungen für einen Ergebnisanstieg. In Zentral-Osteuropa konnten eine höhere regulierte Vermögensbasis und eine höhere regulatorische Verzinsung in Tschechien den Ergebnisrückgang infolge des Verkaufs des Gasgeschäfts mehr als ausgleichen.
„In Deutschland haben wir im ersten Halbjahr mehr als 130.000 Netzanschlüsse umgesetzt. Über fünf Gigawatt Erneuerbaren-Leistung sind zusätzlich neu an unser Netz angeschlossen worden, das entspricht der Leistung von rund 1.000 modernen Windrädern“, sagte Vorstandschef Leonhard Birnbaum bei der Vorstellung der Halbjahreszahlen. Zugleich verwies er auf die steigende Nachfrage nach Netzanschlüssen für Batteriespeicher und Rechenzentren. Für Batteriespeicher habe Eon mittlerweile Zusagen über 26 GW erteilt, bei Rechenzentren seien es mehr als 13 GW.
Birnbaum: Redispatch-Vorbehalt nicht zum Papiertiger degradieren
Schwächer entwickelte sich das deutsche Netzgeschäft. Das Ergebnis wurde durch höhere Aufwendungen für Wachstumsmaßnahmen belastet. Zudem fehlten im Vergleich zum ersten Halbjahr 2025 die operativen Ergebnisbeiträge der NEW-Gruppe, die Eon seit Ende September 2025 nicht mehr voll konsolidiert.
Auch beim Netzausbau lag Eon hinter dem Vorjahr: Die Investitionen von Energy Networks sanken von rund 2,5 Milliarden auf 2,3 Milliarden Euro. Ursache waren vor allem witterungsbedingte Verzögerungen im ersten Quartal und die Verschiebung einzelner Projekte in Deutschland. Eon will diese Investitionen voraussichtlich im weiteren Jahresverlauf nachholen.
Für das Gesamtjahr hält Eon an seiner Prognose fest. Erwartet werden ein bereinigtes Ebitda zwischen 9,4 Milliarden und 9,6 Milliarden Euro sowie ein bereinigter Konzernüberschuss zwischen 2,7 Milliarden und 2,9 Milliarden Euro.
Birnbaum kritisierte in seiner Rede das Tempo bei der Umsetzung des Netzpakets des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) und forderte Änderungen an einzelnen Regelungen. Die Abkehr vom Windhundprinzip bei Netzanschlüssen und lokale Steuerungssignale für den Erneuerbaren-Ausbau hält er für notwendig.
Beim Redispatch-Vorbehalt fordert Eon jedoch Änderungen. Dieser dürfe „nicht durch eine zu weiche Ausgestaltung zu einem Papiertiger degradiert werden“. Das Netzpaket müsse nachgebessert und zeitnah vom Parlament beschlossen werden. (sag)
Quelle: Shutterstock / sergign
BWE sieht Rechtsverstöße im Netzpaket
RECHT. Ein Gutachten des Bundesverbands Windenergie hat die geplanten Änderungen bei den Netzanschlüssen und im EEG untersuchen lassen.
Ein vom Bundesverband Windenergie (BWE) beauftragtes Rechtsgutachten sieht Teile des von der Bundesregierung vor der Sommerpause beschlossenen Netzpakets als verfassungswidrig an. Die geplante Begrenzung der Netzanschlussleistung für neue Windenergieanlagen sei ohne ausreichende Übergangsregelung nicht mit dem Grundgesetz vereinbar, heißt es in einer Mitteilung.
Der Verband hat die Kanzlei Redeker Sellner Dahs mit dem Kurzgutachten beauftragt. Diese kommt zu dem Ergebnis, dass die neuen gesetzlichen Regelungen im Erneuerbare-Energien-Gesetz in „geschützte Rechtspositionen“ von Projektierern eingreifen. Betroffen seien insbesondere Vorhaben, die seit Jahren geplant und teilweise bereits genehmigt oder in Ausschreibungen bezuschlagt worden sind. Die Gutachter sehen Verstöße gegen die im Grundgesetz festgelegte Eigentumsgarantie, die Berufsfreiheit sowie den verfassungsrechtlichen Vertrauensschutz.
BWE-Präsidentin Bärbel Heidebroek fordert deshalb Änderungen im parlamentarischen Verfahren. „Die Bundesregierung greift in geschützte Rechtspositionen von Vorhabenträgern ein, die ihre Projekte bereits jahrelang planen und teilweise bereits Genehmigungen und Zuschläge erhalten haben“, erklärte sie. Ohne eine angemessene Übergangsregelung würden hohe Investitionswerte bedroht.
Gutachter: Investitionen würden teilweise entwertet
Kern der Auseinandersetzung ist die sogenannte Wirkleistungsbegrenzung. Nach den Plänen der Bundesregierung soll das bislang leistungsmäßig unbeschränkte vorrangige Netzanschlussrecht für neue Anlagen eingeschränkt werden. Das Gutachten bewertet vor allem den kurzen Übergang als problematisch. Die Planung einer Windenergieanlage an Land nehme regelmäßig fünf bis sieben Jahre in Anspruch. Viele Projektierer hätten ihre Investitionsentscheidungen daher unter der bisherigen Rechtslage getroffen.
Eine nachträgliche Verringerung könne diese Investitionen teilweise entwerten. Wörtlich heißt es: „Die Vorhabenträger durften darauf vertrauen, dass das prioritäre Anschlussrecht mit einem derart kurzen Vorlauf nicht in diesem Umfang zurückgenommen wird.“
Auch die wirtschaftliche Dimension ist nach Berechnungen der Gutachter erheblich. Die bezuschlagte, aber noch nicht in Betrieb genommene Windenergieleistung könnte sich auf bis auf über 35.000 MW belaufen. Hinzu kommen genehmigte Anlagen ohne Zuschlag. Das Gutachten beziffert das dadurch potenziell betroffene Investitionsvolumen auf über 70 Milliarden Euro.
Der BWE hatte diese Problematik bereits in seiner Stellungnahme zum Netzanschlusspaket aufgegriffen. Demnach sind bei Projekten in der Genehmigungs- und Planungsphase teilweise bereits sechs- bis siebenstellige Beträge für Flächensicherung, Gutachten, Genehmigungen und Planung ausgegeben worden.
Der Verband hält die Wirkleistungsbegrenzung nicht grundsätzlich für ausgeschlossen, lehnt aber die derzeit vorgesehene Ausgestaltung ab. Sie solle allenfalls anstelle des ebenfalls geplanten Redispatch-Vorbehalts und nur in europarechtskonform ausgestalteten kapazitätslimitierten Netzgebieten eingesetzt werden.
Milderes Mittel möglich
Die Gutachter stellen zudem infrage, ob die bundesweite Begrenzung erforderlich ist. Als milderes Mittel komme eine Beschränkung auf Netzgebiete infrage, in denen tatsächlich Kapazitätsprobleme bestehen. Zugleich müsse der Gesetzgeber das Vertrauen bereits weit fortgeschrittener Projekte berücksichtigen. „Die aktuell geplante Regelung des Paragrafen 8 Abs. 1 Satz 4 EEG-E ist ohne angemessene Übergangsregelung nicht mit den Grundrechten des Grundgesetzes vereinbar“, lautet das Fazit des Gutachtens.
Das Kurzgutachten der Kanzlei Redeker Sellner Dahs zur Verfassungsmäßigkeit der Änderung von Vorschriften des EEG im Rahmen des „Netzanschlusspakets“ und der „EEG-Novelle 2027“ kann auf der BWE-Internetseite heruntergeladen werden. (sag)
Kostenlotterie beim Netzanschluss bremst Wärmepumpen
Quelle: Shutterstock / jamesteohart
WÄRME. Beim Anschluss von Wärmepumpen in Mehrfamilienhäusern entstehen regional stark unterschiedliche Kosten. Das Fraunhofer IEE sieht Handlungsbedarf und hat ein Whitepaper veröffentlicht.
Beim Einbau von Wärmepumpen in bestehende Mehrfamilienhäuser kann der Stromnetzanschluss zum Kostenrisiko werden. Je nach Netzgebiet unterscheiden sich die Anforderungen an die Anschlussleistung und die Verfahren zur Ermittlung der Gebäudelast. Die Folge: Für vergleichbare Vorhaben können Baukostenzuschüsse zwischen null und mehr als 50.000 Euro anfallen. Zu diesem Ergebnis kommt ein Whitepaper „Netzanschlusskosten für Wärmepumpen im Mehrfamilienhaus“ des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE.
Das Fraunhofer IEE untersuchte bestehende Verfahren bei Netzbetreibern und leitete daraus Vorschläge für Wohnungswirtschaft, Netzbetreiber, Normungsorganisationen, Regulierung und Politik ab. Im Mittelpunkt stehen die Grenzen für pauschal abgerechnete Standardanschlüsse, die Berechnung der erforderlichen Anschlussleistung und der Einsatz flexibler Verbraucher.
Regionale Unterschiede erschweren die Planung
Hinzu kommen unterschiedliche Verfahren zur Ermittlung der Haushaltslast. Die DIN 18015-1 wurde ursprünglich für die Bemessung von Hauptleitungen innerhalb von Gebäuden entwickelt. Wird sie auch zur Beurteilung des Netzanschlusses eingesetzt, kann sie den tatsächlichen Leistungsbedarf gegenüber messdatenbasierten Werksnormen um bis zum Faktor 2,5 überschätzen.
Das Institut empfiehlt daher bundesweit vergleichbare Pauschalgrenzen für Standardanschlüsse. Gebäudeeigentümer könnten dadurch die Anschlusskosten früher in ihre Investitionsrechnung einbeziehen. Für Netzbetreiber würde sich zugleich die Zahl der Fälle verringern, in denen sie Anschlussleistung und erforderliche Netzmaßnahmen individuell bestimmen müssen.
Dynamisches Lastmanagement
Daneben plädieren die Autoren zudem für datenbasierte Vorgaben zur Bestimmung der Anschlussleistung. Als mögliche Ansatzpunkte nennen sie einen entsprechenden Anhang zur VDE-AR-N 4100 oder eine Weiterentwicklung der DIN 18015-1. In die Berechnung sollen repräsentative Messdaten, Gleichzeitigkeitsfaktoren und die jeweils eingesetzte Technik zur Warmwasserbereitung einfließen.
Eine weitere Option sieht das Whitepaper im dynamischen Lastmanagement. Treten hohe Anschlussleistungen nur in wenigen Situationen auf, könnten Betreiber Wärmepumpen, Heizstäbe sowie elektrische und thermische Speicher koordiniert steuern. Die Leistung am Netzanschlusspunkt ließe sich dadurch begrenzen.
Das kann insbesondere dann relevant werden, wenn einzelne Leistungsspitzen rechnerisch eine Verstärkung des Anschlusses auslösen würden. Ein Lastmanagement ersetzt allerdings nicht in jedem Fall den Ausbau des Anschlusses. Reichen die vorhandenen Kapazitäten auch bei einer flexiblen Betriebsweise nicht aus, bleiben individuelle Verstärkungsmaßnahmen erforderlich.
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| Das Whitepaper Netzanschlusskosten des Fraunhofer IEE als pdf-Datei (Zur Vollansicht auf die Grafik klicken) Quelle: Fraunhofer IEE |
Hohe Anschlusskosten können Investition verteuern
Das Institut sieht deshalb Regulierung und Förderpolitik gefordert. Die Kosten für den Ausbau der Stromnetze müssten Netzanschlussnehmer, Netzbetreiber sowie Regulierung und Förderung auf Bundesebene adressieren. Das Whitepaper zielt damit neben technischen und normativen Fragen auch auf die Verteilung jener Kosten, die entstehen, wenn bestehende Anschlüsse für zusätzliche elektrische Lasten nicht ausreichen.
Unabhängig von möglichen Änderungen der Regulierung sieht das Fraunhofer IEE bereits heute Handlungsmöglichkeiten. Wohnungsunternehmen könnten Verbrauchsdaten auswerten und Lastgangmessungen einsetzen, bevor sie Wärmepumpenprojekte dimensionieren. Bei größeren Portfolios ließen sich Gebäude zudem frühzeitig danach untersuchen, ob vorhandene Netzanschlüsse für zusätzliche Lasten ausreichen.
Netzbetreiber könnten ihrerseits Messdaten aus intelligenten Messsystemen für die Weiterentwicklung ihrer Lastannahmen nutzen, die Grenzen ihrer Standardanschlüsse überprüfen und Informationen über verfügbare Anschlusskapazitäten bereitstellen. Bundesnetzagentur, DIN und VDE könnten nach Empfehlung der Autoren bestehende Verfahren der Netzbetreiber auswerten und daraus einheitlichere regulatorische und normative Vorgaben entwickeln. (hr)
BSH genehmigt weitere Steckdose in der Nordsee
Quelle:Tennet Germany
WINDKRAFT . Der Übertragungsnetzbetreiber Tennet darf eine weitere Kabelverbindung samt Konverterstation auf hoher See errichten.
Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) hat die Offshore-Kabelverbindung „BalWin4“ und die Konverterplattform „BalWin delta“ in der Nordsee genehmigt. Geplant, gebaut und betrieben werden die Stromleitung und die Plattform vom deutschen Übertragungsnetzbetreiber Tennet, so die Behörde in einer Mitteilung.
Über die Verbindung soll unter anderem der Strom aus dem geplanten Offshore-Windpark Waterekke an Land transportiert werden. Die Inbetriebnahme der Anbindungsleitung ist für das vierte Quartal 2029 vorgesehen.
„Mit der Plangenehmigung für Balwin 4 und Balwin Delta legt das BSH die Grundlage dafür, dass der auf See erzeugte Windstrom zuverlässig an Land gelangt“, sagte BSH-Präsident Helge Heegewaldt. Leistungsfähige Netzanbindungssysteme seien für den Ausbau der Offshore-Windenergie und die Versorgungssicherheit entscheidend.
2.000 MW Übertragungsleistung
Das Vorhaben besteht aus der Offshore-Konverterplattform Balwin Delta und dem Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungskabel (HGÜ) Balwin 4. Es soll Strom aus dem Offshore-Windpark Waterekke übertragen sowie künftig von dem in der Nordsee als Fläche N-10.2 ausgewiesenen Offshore-Windgebiet. Die Übertragungsleistung beträgt 2.000 MW.
Die Konverterplattform, die den Wechselstrom der Windkraftanlagen in Gleichstrom umwandelt, liegt rund 117 Kilometer von den Inseln Borkum und Juist entfernt. Anschließend wird der Strom über das Kabel Balwin 4 in Richtung Küste transportiert.
Das Kabel zwischen dem Offshore-Konverter Balwin Delta und dem Onshore-Konverter an Land soll eine Gesamtlänge von rund 272 Kilometern haben. Etwa 130 Kilometer davon verlaufen durch die ausschließliche Wirtschaftszone (AWZ) der deutschen Nordsee und damit durch den Zuständigkeitsbereich des BSH.
Die ersten vorbereitenden Arbeiten auf See sollen noch im Spätsommer 2026 beginnen. Anfang 2027 ist die Verlegung des HGÜ-Kabels vorgesehen. Die Installation der Konverterplattform soll nach der derzeitigen Planung ab September 2027 erfolgen. Ende 2029 soll die Netzanbindung ihren Betrieb aufnehmen.
Balwin 4 ist eines von mehreren geplanten Offshore-Netzanbindungssystemen in der Nordsee. Balwin 3 und Balwin 4 gehören zu Tennet, wobei Balwin 3 Ende 2031 fertiggestellt werden soll. Balwin 1 und Balwin 2 werden vom Übertragungsnetzbetreiber Amprion realisiert, sollen jeweils 2.000 MW übertragen und ebenfalls Anfang der 2030er Jahre fertig sein. (sag)
Bundesregierung verschiebt Bericht zu Kohleausstieg
Quelle: Pixabay / Ben Scherjon
KOHLE. Der Bund wird den Bericht zum Kohleausstieg in Nordrhein-Westfalen nicht fristgerecht vorlegen. In der Energiewirtschaft ist von „Blindflug“ die Rede.
Die Bundesregierung nimmt sich für den Evaluierungsbericht zum Kohleausstieg in Nordrhein-Westfalen bis 2030 mehr Zeit als vorgesehen. Sie hatte das Papier für den 15. August angekündigt. Jetzt erklärte das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) gegenüber der Deutschen Presseagentur, die Erarbeitung des Berichts werde weitere Zeit in Anspruch nehmen. Der Bericht solle „schnellstmöglich nach Abschluss der vorgesehenen Analysen“ vorgelegt werden. Zuvor hatten die Blätter Spiegel und Welt über die Verzögerung berichtet.
Als Begründung nannte das BMWE die für dieses Jahr geplanten Ausschreibungen für Kapazitäten zur Stromerzeugung. Die Ergebnisse sollen bei der Bewertung berücksichtigt werden. Die Ergebnisse der Ausschreibungsrunden sollen in eine „möglichst realitätsnahe und belastbare Analyse insbesondere der Versorgungssicherheit vor allem für die Zeit ab 2031“ einfließen. Vorgesehen ist die Ausschreibung von 11.000 MW neuer Kapazitäten.
Kritik an der Verschiebung kommt vom Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK). Der Bericht ist nach Paragraf 54 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes (KVBG) vorgeschrieben und soll die Auswirkungen des Kohleausstiegs auf Versorgungssicherheit, Strompreise und Wärmeversorgung bewerten.
Verband: Realitätscheck fehlt zum zweiten Mal
Bereits der erste gesetzlich vorgesehene Evaluierungsbericht sei 2022 vom damaligen Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck nicht vorgelegt worden, erinnert der VIK. Dennoch sei am eingeschlagenen Kohleausstiegspfad festgehalten und die Reduzierung gesicherter Erzeugungskapazitäten weiter vorangetrieben worden. „Zum zweiten Mal fehlt der gesetzlich vorgeschriebene Realitätscheck zum Kohleausstieg. Trotzdem wird der eingeschlagene Kurs fortgesetzt. Bei einer Frage von so zentraler Bedeutung für die Energiesicherheit darf Deutschland nicht länger im Blindflug unterwegs sein“, wird Christian Seyfert, Hauptgeschäftsführer des VIK, in einer Mitteilung zitiert.
Der VIK will, dass keine weiteren Kraftwerkskapazitäten stillgelegt werden, bevor entsprechender Ersatz tatsächlich verfügbar ist. „Die Verschiebung des Berichts wirft die Frage auf, welche Ergebnisse derzeit noch nicht absehbar sind oder welches Ergebnis man möglicherweise noch nicht kommunizieren möchte“, so Seyfert. Niemand wolle Kohlekraftwerke länger betreiben als nötig, wenn sie aber für die Versorgungssicherheit unverzichtbar sein sollten, müsse dies offen und transparent benannt werden.
Die Begründung der Verzögerung, für eine belastbare Bewertung müsse zunächst der Aufbau neuer Kraftwerkskapazitäten abgewartet werden, zeige vor allem eines: „Wie sich die Versorgungssicherheit in den kommenden Jahren entwickelt, ist weiterhin nicht ausreichend geklärt“, moniert der Verband.
Politisch ist unterdessen auch von einer zeitweise stärkeren Kohlenutzung die Rede. „Unser Ziel ist klar: Strom muss bezahlbarer werden. Deshalb wollen wir die Kohlekraftwerke aus der Reserve zurückholen“, betonte der stellvertretende Vorsitzende der CDU/CSU-Bundestagsfraktion, Sepp Müller, im Juni gegenüber E&M. Müller weiter: „Das senkt den Gasverbrauch mit Blick auf den kommenden Winter, stabilisiert den Strompreis und stärkt die Versorgungssicherheit. Genau das haben wir auch im Koalitionsvertrag vereinbart.“ (mf)
Quelle: Shutterstock / Black Salmon
Sandbag warnt vor Überschuss an ETS-Zertifikaten
EMISSIONSHANDEL. Die von der EU-Kommission geplanten Änderungen am Emissionshandelssystem könnten zu einem Überschuss an Zertifikaten und damit zu Fehlanreizen führen, warnt die Denkfabrik Sandbag.
Die von der EU-Kommission vorgeschlagenen Änderungen am EU-Emissionshandelssystem (EU ETS) könnten nach Berechnungen der Denkfabrik Sandbag bis 2040 einen Überschuss von 1,54 Milliarden EU-Emissionsberechtigungen (EUA) erzeugen. Insbesondere die Einführung eines höheren Emissionsdeckels (Cap), die Ausgabe zusätzlicher Zertifikate zur Finanzierung von CO2-Entnahmen sowie Änderungen an der Marktstabilitätsreserve (MSR) sehen die Analysten kritisch.
Sandbag hat diese Vorschläge anhand mehrerer Emissionsszenarien aus der Folgenabschätzung der EU-Kommission modelliert. Die Ausgangslage: Nach den Berechnungen der Studie gab es Ende 2025 insgesamt 2,19 Milliarden überschüssige Zertifikate. Nach der Ungültigkeitserklärung von 270 Millionen Zertifikaten aus der MSR zum 1. Januar 2026 verblieben 1,902 Milliarden EUA. Gleichzeitig verursachten die vom EU ETS erfassten Anlagen und Unternehmen 2025 nach Schätzung von Sandbag Emissionen von rund 1,139 Milliarden Tonnen CO2. Der Zertifikateüberschuss entsprach damit dem1,7-fachen der Emissionen.
Nach den aktuellen Vorschlägen der Kommission soll die Menge der künftig verfügbaren Zertifikate langsamer sinken als bislang vorgesehen: Der sogenannte lineare Reduktionsfaktor soll von derzeit 4,4 Prozent auf 3,7 Prozent für 2031 bis 2035 und anschließend auf 1,7 Prozent sinken. Darüber hinaus sollen zwischen 2031 und 2040 bis zu 260 Millionen zusätzliche Zertifikate versteigert werden, um Verfahren zu finanzieren, die CO2 aus der Atmosphäre entfernen.
Schwächere Anreize zur Emissionsreduktion
Sandbag hat in der aktuellen Analyse verschiedene Szenarien dafür entwickelt, wie stark die europäischen Emissionen bis 2040 sinken könnten. In einem zentralen Szenario sinken die gesamten EU-Emissionen gegenüber 1990 um 85 Prozent. Die Emissionen der vom EU ETS erfassten Bereiche sinken dabei gegenüber 2005 um 89 Prozent.
Nach den heute gültigen Regeln würde sich in diesem Szenario 2040 ein Mangel von 363 Millionen Zertifikaten ergeben. Mit dem von der EU-Kommission vorgeschlagenen neuen Emissionsdeckel würde daraus hingegen ein Überschuss von 736 Millionen Zertifikaten entstehen. Kommen die zusätzlichen 260 Millionen Zertifikate zur Finanzierung der CO2-Entnahme hinzu, steigt der errechnete Überschuss auf 996 Millionen. Die vorgesehenen Änderungen an der Marktstabilitätsreserve führten zu weiteren Überschüssen: Insgesamt rechnet die Denkfabrik in diesem Szenario mit 1,1 Milliarden überzähligen Zertifikaten.
Und damit nicht genug: Falls zusätzlich der im April vorgeschlagene Verzicht auf die Ungültigkeitserklärung von MSR-Zertifikaten oberhalb von 400 Millionen EUA umgesetzt wird, errechnet Sandbag für 2040 sogar einen Überschuss von 1,54 Milliarden EUA. Bei Emissionen von 273 Millionen Tonnen CO2 entspräche dies dem 5,6-Fachen der Jahresemissionen. Im weniger ambitionierten Szenario mit 75 Prozent EU-weiter Emissionsminderung läge das Verhältnis dagegen wie heute beim Faktor 1,7.
Damit würde die EU mit den geplanten Änderungen das vom CO2-Preis ausgehende Signal deutlich schwächen, folgert die Denkfabrik. Der Anreiz, dem Pfad zum ambitionierteren 85-Prozent-Ziel zu folgen, werde geringer.
Der vollständige: „Technical brief. EU ETS review: impacts on the market balance“ ist auf den Internetseiten von Sandback zum Download verfügbar.
2G Energy übernimmt italienischen Serviceanbieter
Quelle: Joachim Wendler / Fotolia
UNTERNEHMEN. 2G Energy hat das italienische Unternehmen „S.G. S.r.l.“ mit Sitz in San Martino Buon Albergo bei Verona übernommen. Es ist auf Service- und Wartungsleistungen spezialisiert.
Der BHKK- und Wärmepumpenhersteller 2G Energy mit Sitz in Heek in Nordrhein-Westfalen baut sein Geschäft in Italien durch eine Übernahme weiter aus. Wie das Unternehmen am 12. August mitteilte, hat 2G Energy 100 Prozent der Anteile an der italienischen Servicegesellschaft „S.G. S.r.l.“ zum 4. August übernommen.
Das im Jahr 2004 gegründete Unternehmen beschäftigt rund 20 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter und hat sich auf Service- und Wartungsleistungen für Blockheizkraftwerke spezialisiert. Mit mehr als 250 betreuten Anlagen in ganz Italien – ein Teil davon im Rahmen von Vollwartungsverträgen – verfügt S.G. nach Auskunft von 2G Energy über eine langjährige Marktpräsenz sowie eine hohe technische Expertise im italienischen KWK-Markt.
Mit der Akquisition setzt 2G seine internationale Wachstumsstrategie konsequent fort und stärkt zugleich gezielt den Geschäftsbereich Service. Dieser gilt innerhalb der Gruppe als wesentliche Säule für nachhaltiges Wachstum, langfristige Kundenbindung und die hohe Verfügbarkeit der installierten Anlagen.
„Service ist seit jeher ein wesentlicher Bestandteil der DNA von 2G und bildet das Rückgrat unseres Geschäftsmodells“, erklärt Pablo Hofelich, CEO der 2G Energy AG. Mit der Übernahme von S.G. stärke 2G seine Präsenz in einem wichtigen europäischen Markt. Hofelich: „Gleichzeitig schaffen wir eine starke Basis für weiteres profitables Wachstum in der Region.“
2G Energy wächst mit Zukäufen
Die bisherigen Eigentümer übergeben das Unternehmen an 2G, während die beiden Gründer Mariusz Sedzik und Marco Gasparini weiterhin als Geschäftsführer die Geschäfte von S.G. verantworten werden. Zudem soll S.G. eng in die Strukturen der 2G-Gruppe und der italienischen Tochtergesellschaft 2G Italia eingebunden werden.
Mit der Akquisition setzt 2G seine internationale Wachstumsstrategie fort und stärkt zugleich den Geschäftsbereich Service. Dieser gilt innerhalb der Gruppe als wesentliche Säule für nachhaltiges Wachstum, langfristige Kundenbindung und die hohe Verfügbarkeit der installierten Anlagen.
Anfang des Jahres hatte das Unternehmen aus Heek das belgische Energieunternehmen Celsius & Watt übernommen (wir berichteten). Celsius & Watt verfügt laut 2G über eine etablierte Position im belgischen Markt. Zu den Schwerpunkten zählen Wartungsdienstleistungen für KWK-Anlagen, die Betreuung größerer Energieanlagen sowie Heiztechniklösungen für Wohn- und Mehrfamilienhäuser.
Weltweit hat 2G nach eigenen Angaben mehr als 9.500 Anlagen installiert. Zu den Kunden zählen Unternehmen aus Wohnungswirtschaft, Landwirtschaft, Gewerbe und Industrie sowie Energieversorger, Stadtwerke und Kommunen. (hr)
EEG-Kontostand steigt auf 1,2 Milliarden Euro
Quelle: Shutterstock / alphaspirit.it
REGENERATIVE. Das EEG-Konto weist Ende Juli einen Kontostand von rund 1,19 Milliarden Euro auf. Seit dem Tiefstand im Mai ist das Guthaben damit wieder gestiegen.
Im Juli steht erneut ein positiver Saldo. Das EEG-Konto der vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) hat zum Monatsende einen Kontostand von rund 1,19 Milliarden Euro. Ende Juni waren es knapp 1,11 Milliarden Euro, Ende Mai rund 935 Millionen Euro. Zum 31. Dezember 2025 hatte das Guthaben laut geprüfter Kontoabrechnung bei rund 1,54 Milliarden Euro gelegen.
Im Juli beliefen sich die Einnahmen auf insgesamt rund 2,06 Milliarden Euro. Die Ausgaben lagen bei rund 1,97 Milliarden Euro. Der Saldo erreichte damit rund 88 Millionen Euro. Bereits im Juni hatten die Einnahmen mit rund 2,26 Milliarden Euro die Ausgaben von knapp 2,09 Milliarden Euro übertroffen. Der Saldo lag damals bei knapp 172 Millionen Euro.
Auf der Einnahmenseite überwies der Bund im Juli rund 1,65 Milliarden Euro und im Juni knapp 1,81 Milliarden Euro. Seit Jahresbeginn summieren sich die Bundeszahlungen damit auf rund 9,19 Milliarden Euro. Aus der Vermarktung der geförderten Anlagen nahmen die ÜNB im Juli rund 396 Millionen Euro ein.
Von Januar bis einschließlich Juli dieses Jahres verbuchten die ÜNB Einnahmen von rund 11,09 Milliarden Euro und Ausgaben von rund 11,43 Milliarden Euro. Der kumulierte Saldo liegt damit bei minus 344 Millionen Euro.
Die ÜNB veröffentlichen die monatlichen Einnahmen und Ausgaben nach Anlage 1 des Energiefinanzierungsgesetzes (EnFG). Die Übersicht erfasst die bis zum jeweiligen Monatsende verbuchten Positionen. Der Kontostandsverlauf in der Veröffentlichung zeigt entsprechend den Rückgang bis Mai und den anschließenden Anstieg im Juni und Juli. (ds)
Windstrom direkt ins Werk - Land sieht Vorteile für Firmen
Quelle: Pixabay / justmarius_de
NORDRHEIN-WESTFALEN. Erst eine Handvoll Firmen bezieht Grünstrom über Extra-Leitungen direkt aus Windparks. Es könnten mehr sein, findet die Klimaschutz-Landesgesellschaft Nordrhein-Westfalen.
Die Landesgesellschaft für Energie und Klimaschutz wirbt bei Unternehmen für eine Direktbelieferung mit klimaneutral erzeugtem Strom - etwa durch einen Windpark in der Nähe. „Unternehmen können so nicht nur auf grünen Strom umstellen, sondern vor allem auch dank des Wegfalls insbesondere der Netzentgelte langfristig mit weitaus niedrigeren Energiepreisen planen“, erklärte der Geschäftsführer von „NRW.Energy4Climate“, Christian Mildenberger, laut Mitteilung. Niedrige Energiepreise entlasteten die Unternehmen, verringerten ihre Abhängigkeit von den Energiemärkten und ermöglichten Investitionen in die Zukunft.
Anlass war ein Besuch der Landesgesellschaft in einem Werk des Autozulieferers Benteler in Lichtenau-Kleinenberg (Kreis Paderborn). Seit Anfang 2025 bezieht das Werk über eine etwa zehn Kilometer lange Leitung Strom aus einem Windpark, der zur Firma Hellweg Wind gehört. Das Werk decke damit rund 50 Prozent seines Strombedarfs, hieß es.
Windbranche hofft auf mehr Direktkunden aus der Industrie
Auch die Erneuerbaren-Branche hofft auf weitere derartige Lieferverträge. „Die Windbranche braucht viel mehr solcher industrieller Stromkunden wie die Benteler-Gruppe“, erklärte der Hellweg-Geschäftsführer, Steffen Lackmann. Die Branche könne damit beweisen, dass die Erneuerbaren eine der kosteneffizientesten und zuverlässigsten Formen der Energieerzeugung und für den Erhalt der Industrie unerlässlich seien.
Der Landesgesellschaft sind in Nordrhein-Westfalen bislang nur wenige Unternehmen bekannt, die Grünstrom direkt von Erzeugern beziehen. Eines davon ist die Thyssenkrupp Hohenlimburg GmbH, die im westfälischen Hagen ein Walzwerk betreibt. Seit Juni 2024 erhält es über eine drei Kilometer lange Leitung Strom aus vier Windrädern. Bis zu 40 Prozent des Gesamtstrombedarfs werden damit laut Unternehmen abgedeckt.
Auch der Koalitionsvertrag von Union und SPD geht auf das Thema ein. Im Abschnitt über Windenergie heißt es darin, dass die „physikalische Direktversorgung von Unternehmen“ ausgeweitet werden soll.
Erzeugerpreisindex von Erdgas in Deutschland
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Die Erzeugerpreise für Erdgas in Deutschland waren seit November 2022 gesunken. Im Juni 2026 betrug der Erzeugerpreisindex von Erdgas in Deutschland rund 201,8 Indexpunkte. Der Erzeugerpreisindex gibt das durchschnittliche Preisniveau des im Inland hergestellten und abgesetzten Erdgases im Vergleich zum Basisjahr an. Die Angaben stammen vom Statistischen Bundesamt.
Quelle: Pixabay / Pete Linforth
Maingau verlagert Portfoliomanagement in Cloud
IT. Der Energieversorger Maingau Energie hat sein Portfoliomanagement in die Cloud des IT-Dienstleisters Kisters migriert.
Die Migration auf den von Kisters betriebenen Cloud-Service erfolgte nach Angaben des IT-Unternehmens ohne Einschränkungen des laufenden Handelsbetriebs. Zum Einsatz kommt die Portfoliomanagement-Lösung „BelVis+ PFM“. Sie soll den Mitarbeitern im Energiehandel einen standortunabhängigen Zugriff auf das Portfoliomanagement ermöglichen. Betrieb, Wartung, Updates und Support der Infrastruktur übernimmt Kisters.
„Für uns ist entscheidend, auf Marktveränderungen schnell reagieren und unsere Handelsprozesse zuverlässig steuern zu können“, wird Alexander Etzel, Leiter Energy Portfolio Management bei Maingau, in einer Mitteilung zitiert. Mit dem Wechsel in die Cloud habe man „die technische Basis geschaffen, um Abläufe weiter zu automatisieren und unsere Systeme flexibel an neue Anforderungen anzupassen“.
Stärker automatisierte Handelsprozesse
Im Zuge der Migration seien die Handelsprozesse neu organisiert worden, heißt es. Informationen, die zuvor teilweise manuell aus mehreren Datenquellen zusammengeführt wurden, würden nun in vielen Fällen automatisiert verarbeitet. Geschäfte über Brokerplattformen wie Enmacc oder die Strombörse Epex würden direkt verarbeitet und über standardisierte Programmierschnittstellen an nachgelagerte Systeme übergeben.
Die modulare Architektur soll zudem die schrittweise Integration weiterer Funktionen und Schnittstellen ermöglichen. Neben dem Portfoliomanagement betrifft dies Anwendungen für den Kurzfristhandel und das Fahrplanmanagement.
„Eine Cloud-Migration ist weit mehr als ein Wechsel der Betriebsplattform. Sie eröffnet Energieversorgern die Möglichkeit, Prozesse neu zu denken, Automatisierung konsequent auszubauen und Innovationen deutlich schneller in den operativen Betrieb zu bringen. Das Projekt mit Maingau zeigt, welches Potenzial darin steckt“, so Markus Probst, Leiter des Geschäftsbereichs Energie der Kisters-Gruppe. (mf)
Nordsee-Windpark He Dreiht ist (fast) komplett
Transport der Bauteile zum Windpark He Dreiht. Quelle: EnBW
WINDKRAFT OFFSHORE. EnBW hat alle 64 Windkraftanlagen im Offshore-Windpark He Dreiht installiert. Bis zum Spätsommer soll der 960-MW-Park vollständig in Betrieb gehen. Eine Frage aber bleibt noch offen.
EnBW hat einer aktuellen Presseinformation zufolge die Installation aller 64 Windkraftanlagen im Offshore-Windpark He Dreiht abgeschlossen und plant die vollständige Inbetriebnahme des 960-MW-Parks in der Nordsee bis zum Spätsommer. Zuvor stehen weitere technische und elektrische Inbetriebnahmearbeiten an − und die Untersuchung eines Schadensfalls.
Die einzelnen Windkraftanlagen des rund 85 Kilometer nordwestlich von Borkum und 110 Kilometer westlich von Helgoland gelegenen Parks haben eine Leistung von jeweils 15 MW. Mit der letzten installierten Anlage ist jetzt die Bauphase abgeschlossen, die im April 2025 mit der Errichtung der ersten Turbine begonnen hatte (wir berichteten).
Ende November 2025 speiste erstmals eine Anlage des Parks Strom ins Netz ein. Zu diesem Zeitpunkt waren 27 der 64 Turbinen installiert. Den nächsten Meilenstein erreichte das Projekt im Januar 2026: Mit 32 Anlagen war die Hälfte des Parks fertig.
Die nächsten Schlagzeilen, diesmal eher unrühmlicher Art, machte das Projekt im Juli, als das Rotorblatt einer Anlage brach. Welche Folgen dieser Schaden hat, bleibt weiterhin unklar: In der aktuellen Meldung geht EnBW nicht darauf ein. Hersteller Vestas hatte am 3. August erklärt, Ermittlungen zur Ursache des Vorfalls aufgenommen zu haben (wir berichteten).
2,4 Milliarden Euro Investitionsvolumen
He Dreiht kommt nach Angaben von EnBW ohne staatliche Förderung aus. Der Konzern beziffert die Investitionssumme auf rund 2,4 Milliarden Euro. Die rechnerisch erzeugbare Strommenge soll dem Bedarf von rund 1,1 Millionen Haushalten entsprechen. Der Großteil der künftig erzeugten Strommenge ist nach Angaben von EnBW bereits über langfristige Stromabnahmeverträge abgesichert. Zu den bereits bekannten Abnehmern gehören Google und DHL. EnBW hat mit Google einen Stromabnahmevertrag über 100 MW für 15 Jahre vereinbart. DHL soll über zehn Jahre rund 20 MW beziehen. Für weitere Mengen sucht der Konzern noch Abnehmer.
Koordiniert wird das Projekt vom Offshore-Büro der EnBW in Hamburg. 49,9 Prozent der Anteile an He Dreiht hält ein Partnerkonsortium aus Allianz Global Investors, AIP Management und Norges Bank Investment Management. (kmt)
Quelle: Fotolia / nmann77
SWK Krefeld trennt Erzeugung und Vertrieb
NEUORDNUNG. Das starke Wachstum im Energiegeschäft erhöht bei der Krefelder SWK den Steuerungsbedarf. Der Konzern reagiert darauf mit einer Neuordnung seiner Marktrollen und Zuständigkeiten.
Die SWK Stadtwerke Krefeld AG (SWK) ordnet ihr Energiegeschäft neu. Wie der Stadtwerke-Konzern in einer Mitteilung vom 12. August bekannt gibt, verteilt er zentrale Aufgaben künftig auf zwei Gesellschaften: Die SWK Energie GmbH konzentriert sich auf Vertrieb, Kundenservice und Energiedienstleistungen. Für Erzeugung und Beschaffung gründet die SWK die SWK New Power GmbH. Nach Angaben des Konzerns soll die Trennung die Steuerung des Geschäftsfelds vereinfachen und schnellere Reaktionen auf Veränderungen an den Energiemärkten ermöglichen.
Bislang bündelte die bereits bestehende SWK Energie sowohl den Vertrieb an Privat-, Gewerbe- und Geschäftskunden als auch Erzeugung und Beschaffung. Mit dem Wachstum habe zugleich die organisatorische Komplexität im Energiegeschäft zugenommen, erklärt die SWK. In den vergangenen zehn Jahren sei die Zahl der Energiekunden von 251.000 auf 761.000 angestiegen. Der Umsatz habe sich auf 1,8 Milliarden Euro nahezu verdreifacht. Zugleich habe sich die Zahl der Beteiligungen von acht auf 13 erhöht, wie der Konzern mitteilt. Die SWK Energie steuert laut dem Konzern ein Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Ebit) von 41,3 Millionen Euro zum Konzernergebnis bei.
Vorstand zieht sich aus operativer Führung zurück
Mit der neuen Struktur verändert die SWK auch die Zuständigkeiten in der Führung. Vorstandssprecher Carsten Liedtke und Vorständin Kerstin Abraham ziehen sich aus der operativen Geschäftsführung der SWK Energie zurück. Liedtke begründet den Schritt mit der gestiegenen Bedeutung der strategischen Steuerung der Geschäftsfelder und Gesellschaften. Für das Geschäftsfeld Energie bleibt er auf Vorstandsebene verantwortlich. „Wir werden uns als Vorstände auf die gestiegene Bedeutung der strategischen Steuerung der Geschäftsfelder und Gesellschaften konzentrieren“, so Liedtke.
Die Geschäftsführung der SWK Energie übernehmen die bisherigen Prokuristen Arndt Thißen, Henning Trupke und Smail Zarouali. Die neu gegründete SWK New Power führen Andreas Benz, bislang ebenfalls Prokurist, und Sebastian Rubin. Zusätzliche Führungsebenen oder Führungsstellen schafft der Konzern nach Angaben von Abraham nicht. Die SWK Energie soll sich künftig auf den Vertrieb von Energie- und Wärmelösungen sowie Energiedienstleistungen für Privat-, Gewerbe- und Geschäftskunden konzentrieren. Auch der Kundenservice bleibt bei der Gesellschaft.
New Power bündelt Erzeugung und Beschaffung
Die SWK New Power soll neben der Beschaffung vor allem die Erzeugungsaktivitäten ausbauen. Dabei will die Gesellschaft sowohl mit anderen Konzerntöchtern als auch mit externen Partnern zusammenarbeiten. Außerdem ordnet die SWK ihr die Tochtergesellschaften aus diesem Segment zu. Nach Angaben von Liedtke soll New Power unter anderem die Beschaffung bei Quantum steuern sowie die Zusammenarbeit mit Fronteris in Regensburg und KKP in Meerbusch ausbauen. Zusätzlich will die Gesellschaft dezentrale Erzeugungslösungen für Geschäftskunden anbieten und betreiben.
Auf der Vertriebsseite verbleiben mehrere Beteiligungen bei der SWK Energie. Dazu zählen Capita Energie Services, die Energieversorgung Kranenburg und die Ampere AG in Berlin.
Auch „lekker Energie“ erhält im Zuge der Neuordnung eine andere Stellung im Konzern. Der Energieversorger mit Sitz in Berlin war bislang eine Tochtergesellschaft der SWK Energie. Künftig führt die SWK das Unternehmen als Schwestergesellschaft der SWK Energie. Die Management-Holding der SWK AG und damit der Vorstand übernehmen die Steuerung der Gesellschaft. (ds)
Get AG trennt sich von Preisvergleich.de
Quelle: Pixabay / Mediamodifier
VERTRIEB. Die Get AG verkauft das Vergleichsportal „Preisvergleich.de“ an die Synatix-Gruppe. Der Kaufpreis liegt im mittleren siebenstelligen Euro-Bereich.
Strom, Gas, Internet oder Kreditangebote: Über das Portal „Preisvergleich.de“ hat die Leipziger Get AG bislang Endkunden den Vergleich verschiedenster Angebote ermöglicht. Damit ist jetzt Schluss: Das Unternehmen trennt sich vom Geschäftsbereich rund um das Endkundenportal und will sich künftig stärker auf KI-gestützte Lösungen für den Energievertrieb konzentrieren. Das geht aus einer Mitteilung des Unternehmens hervor. Demnach übernimmt der E-Commerce Spezialist die GET Sol 1 GmbH, in der das Vergleichsportal geführt wird. Der Kaufpreis liegt nach Angaben der Unternehmen im mittleren siebenstelligen Euro-Bereich. Das Closing erfolgte zum 30. Juni 2026.
Was sich dabei nicht ändert: Die Get AG bleibt Datenlieferant. Energiebezogene Marktdaten sollen damit weiterhin von GET kommen und über die Portale der Synatix-Gruppe in den Online-Vertrieb einfließen.
„Zahlreiche Akteure auf dem Energiemarkt steuern bereits mit unserer Cockpit-Plattform zur Marktanalyse, Produktkalkulation und Vertriebsunterstützung nachhaltig ihren Erfolg in verschiedenen Kanälen bis hin zum Direktvertrieb ‒ künftig nun auch im Online-Vertrieb über das Synatix-Portfolio“, sagt Get-Vorstand Lars Quiring.
Die Get AG hatte Preisvergleich.de 2017 aus der Insolvenzmasse des Unister-Konzerns übernommen und anschließend über die Get Sol 1 GmbH betrieben. Nach dem Verkauf wollen die Leipziger insbesondere die KI-gestützte Weiterentwicklung ihrer Software vorantreiben. Im Mittelpunkt steht dabei das sogenannte „Cockpit“. Die webbasierte Plattform bildet Prozesse von der Marktanalyse über die Produkt- und Tarifkalkulation bis zur Vertriebssteuerung ab. Get stellt dafür unter anderem Tarif-, Netzentgelt- und Marktdaten bereit. Auf seiner Website gibt das Unternehmen an, Zugriff auf rund 24 Millionen bundesweite und tagesaktuelle Energiemarktdaten bereitzustellen.
Synatix bündelt Vergleichsportale
Synatix erweitert mit der Übernahme ihr bestehendes Portfolio an Vergleichs- und Online-Portalen. Zur Unternehmensgruppe gehören unter anderem Stromvergleich.de, Gasvergleich.de, Kredit.de, Versicherungen.de und Lebenslauf.de. Preisvergleich.de soll vom Standort Leipzig aus weitergeführt werden. Das Unternehmen beschäftigt nach eigenen Angaben mehr als 200 Mitarbeitende an fünf europäischen Standorten. Die Gruppe ist seit 2008 unter anderem in den Bereichen Kreditvermittlung, E-Commerce und Recruiting aktiv.
Für die Get AG bedeutet die Transaktion eine stärkere Konzentration auf das Geschäft mit Daten und Software für Energieversorger. Das Unternehmen wurde 2000 gegründet und arbeitet nach eigenen Angaben mit mehr als 500 Kunden und Partnern aus der Energiewirtschaft zusammen. Neben Markt- und Tarifdaten bietet Get Software für Pricing und Vertriebssteuerung sowie Schnittstellen zur Integration der Daten in Drittsysteme an. (kmt)
Axpo begibt Anleihe über 100 Millionen Franken
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WIRTSCHAFT. Axpo hat am Schweizer Kapitalmarkt eine Anleihe über 100 Millionen Franken platziert. Der Erlös ist für „allgemeine Unternehmenszwecke“ vorgesehen.
Die Axpo Holding AG hat am 11. August eine Anleihe mit einem Volumen von 100 Millionen Schweizer Franken am Schweizer Kapitalmarkt begeben. Umgerechnet zum Kurs vom Stichtag entspricht das rund 106,99 Millionen Euro. Die Anleihe läuft über acht Jahre und trägt einen Kupon von 1,29 Prozent. Angaben zum Ausgabepreis, zur Rendite oder zum Orderbuch machte Axpo nicht. Nach Angaben des Unternehmens nahm der Markt die Emission positiv auf.
Den Emissionserlös will Axpo für „allgemeine Unternehmenszwecke“ einsetzen. Als Beispiele nennt das Unternehmen bestehende und neue Anlagen.
Harald Gauck, Finanzvorstand der Axpo-Gruppe, sieht in der Emission ein Zeichen für das Vertrauen der Investoren in Geschäftsmodell und Strategie. Der Zugang zum Schweizer Kapitalmarkt stärke die finanzielle Flexibilität des Konzerns und unterstütze Investitionen in die Energieinfrastruktur, erklärte Gauck.
Axpo mit Sitz in Baden (Schweiz) ist der größte Stromproduzent der Schweiz und international im Energiehandel sowie in der Vermarktung von Solar- und Windenergie tätig. Nach eigenen Angaben beschäftigt der Konzern mehr als 7.500 Mitarbeiter und ist in über 30 Ländern in Europa, Nordamerika und Asien aktiv. (ds)
Neue technische Geschäftsführerin bei der MVG in Mainz
Quelle: Shutterstock / megaflopp
PERSONALIE. Nadine Gottschalk wechselt von Kassel nach Mainz. Die künftige MVG-Geschäftsführerin bringt auch Erfahrung mit E-Bussen und Elektromobilität mit.
Die Mainzer Verkehrsgesellschaft (MVG) bekommt zum 1. Januar 2027 eine neue technische Geschäftsführerin. Nadine Gottschalk wechselt von der Kasseler Verkehrsgesellschaft (KVG) nach Mainz. Sie folgt auf Jochen Erlhof, der 2027 nach 25 Jahren im Unternehmen in den Ruhestand geht, wie das Unternehmen mitteilte.
Nadine Gottschalk ist derzeit Bereichsleiterin Betrieb und Prokuristin der KVG. Damit ist sie bei einem Verkehrsunternehmen tätig, das seine Busflotte schrittweise auf elektrische Antriebe umstellt. Seit April 2024 setzt die KVG zwölf vollelektrische Busse im Linienverkehr ein.
Vor ihrem Wechsel nach Kassel arbeitete Gottschalk insgesamt sieben Jahre in verschiedenen Führungspositionen bei der Berliner Verkehrsgesellschaft und der Internationalen Omnibusbahnhof-Betreibergesellschaft (IOB). Als Geschäftsführerin der IOB verantwortete sie den Betrieb des Zentralen Omnibusbahnhofs (ZOB) Berlin und dessen Modernisierung während des laufenden Betriebs.
Gottschalk verfügt nach Angaben der MVG über mehr als 25 Jahre Erfahrung im öffentlichen Personennahverkehr (ÖPNV). Auch den Fahrbetrieb kennt sie praktisch: Sie besitzt eine Fahrerlaubnis für Busse und eine Fahrberechtigung für Straßenbahnen in Kassel.
In Mainz wird Gottschalk gemeinsam mit Florian Wiesemann die MVG führen. Wiesemann ist seit Juni 2024 kaufmännischer Geschäftsführer. Die MVG beschäftigt rund 1.000 Mitarbeiter. (sag)
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| Nadine Gottschalk wechselt von der Kasseler Verkehrsgesellschaft (KVG) nach Mainz Quelle: MVG |
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Energiemärkte bleiben unter Spannung
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Tendenziell fester haben sich die Energienotierungen am Mittwoch präsentiert. Die Preise bewegten sich allerdings nur in bescheidenem Umfang nach oben. Maßgeblich für das erhöhte Niveau ist die Lage am Persischen Golf.
Dort senden die Kriegsparteien Signale aus, die einen raschen Friedensschluss oder zumindest eine Einigung auf die Öffnung der Straße von Hormus unwahrscheinlich erscheinen lassen. Mit dem Ende der Hitzewelle in Nordwesteuropa, die die Meteorologen schon am Samstag erwarten, wird sich allerdings auch ein bearisher Faktor an den Märkten etablieren. In der neuen Woche sollen zudem auch die Wind-Einspeiseleistungen in Europa nach oben gehen.
Strom: Nahezu durch die Bank fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch präsentiert. Der Day-ahead gewann in der Grundlast um 8,50 auf 147,25 Euro je Megawattstunde, in der Spitzenlast ergab sich ein Plus von 7,25 auf 108,25 Euro je Megawattstunde. An der Börse wurden im Base 147,07 Euro je Megawattstunde ermittelt, im Peak 107,97 Euro. Für die Viertelstunde zwischen 14.00 und 14.15 Uhr ergab sich mit -0,01 Euro ein negativer Preis.
Gründe für den gestiegenen Day-ahead-Preis sind die höhere Last und weiterhin massive, hitzebedingte Kapazitätseinschränkungen der französischen Kernkraftwerke, Deren Minderleistung liegt mittlerweile bei rekordhohen 17 Prozent von insgesamt 63 Gigawatt. In Deutschland dürfte die Einspeiseleistung der Erneuerbaren laut den Meteorologen von Eurowind am Donnerstag auf 26,7 Gigawatt von 24,2 Gigawatt am Berichtstag steigen.
Am langen Ende gewann das Cal 27 um 0,72 auf 106,15 Euro je Megawattstunde.
CO2: Die CO2-Preise haben am Berichtstag etwas hinzugewonnen. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.23 Uhr um 0,10 auf 82,54 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 5,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,89 Euro, das Tief bei 81,98 Euro. Unterdessen sind an der ICE die Nettolongpositionen in der vergangenen Woche um 2,3 auf 44,2 Millionen Tonnen gestiegen. Die Analysten von Redshaw Advisors sehen Widerstand für den Dec 26 bei 83,77 Euro, Unterstützung bei 81,60 Euro.
Erdgas: Uneinheitlich haben sich die europäischen Gaspreise am Mittwoch gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.30 Uhr 0,840 auf 60,815 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead dagegen um 0,700 auf 60,600 Euro je Megawattstunde nach unten.
Der Preis von Erdgas wird damit im Wesentlichen weiter von der Lage am Persischen Golf bestimmt. Noch immer fahren wenig Handelsschiffe durch die vom Iran faktisch blockierte Straße von Hormus − doch die US-Regierung behauptet, die volle Kontrolle über die Meerenge zu haben. „Sie gehört uns“, sagte Trump vor Reportern. Die USA befänden sich im Moment in einer sehr guten Position.
Die britische Behörde zur Sicherheit der Schifffahrt (UKMTO) hatte dagegen am Abend auf X berichtet, die Angriffe und Schikanen durch die iranischen Revolutionsgarden in der Meerenge hielten an. Händler verweisen zudem auf den bullishen Hintergrundfaktor dauerhafter Kapazitätseinschränkungen des Ormen-Lange-Felds in Höhe von 8,9 Millionen Kubikmetern täglich, die bis Februar nächsten Jahres bestehen bleiben sollen. Gassco gibt den Gasflow nach Europa für den Berichtstag mit 326 Millionen Kubikmetern an. (cdg)
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