Damit wird die geplante Preisregelung für 2027 angepasst. Nach der bislang geltenden Fassung des BEHG wäre der deutsche CO2-Preis nicht mehr auf maximal 65 Euro begrenzt gewesen. Stattdessen sollte der Preis an den europäischen Emissionshandel (EU-ETS 1) angelehnt werden, so der Plan.

Das Bundesumweltministerium teilte E&M dazu auf Anfrage mit: „Damit soll der CO2-Preis für die Bereiche Gebäude, Verkehr sowie kleinere Industrieunternehmen pro ausgestoßener Tonne Kohlendioxid auch im Jahr 2027 – wie bereits im laufenden Jahr 2026 – in einem Korridor von 55 bis 65 Euro liegen.“

Für Energieversorger und andere Unternehmen, die Brenn- und Kraftstoffe in Verkehr bringen, schafft die Novelle damit Klarheit über die Preisgrenzen im kommenden Jahr. Ab 2028 soll der EU-ETS 2 die CO2-Bepreisung für Brenn- und Kraftstoffe übernehmen.

Die Gesetzesänderung wurde notwendig, weil sich der Zeitplan für den europäischen Emissionshandel für Gebäude und Verkehr (EU-ETS 2) geändert hat. Der EU-ETS 2 sollte ursprünglich 2027 vollständig starten und den deutschen nationalen Brennstoffemissionshandel ablösen. Der Start wurde jedoch auf 2028 verschoben. Damit muss der deutsche nEHS ein Jahr länger als ursprünglich vorgesehen fortgeführt werden.

Änderungen an der Brennstoffemissionshandelsverordnung

Auch die Brennstoffemissionshandelsverordnung (BEHV) mit den Änderungen der Versteigerungsregeln wird nun in diesem Zuge angepasst. Die Änderungen sollen die hohe Überzeichnung der Auktionen begrenzen.

Künftig darf ein Unternehmen je Auktion höchstens 20 statt 50 Prozent der angebotenen Zertifikate nachfragen. Zudem dürfen sich nur noch Unternehmen beteiligen, die dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) unterliegen. Auch das Banking wird eingeschränkt: Zertifikate für 2026 können nicht für 2027 genutzt werden. Dadurch sollen Vorratskäufe und Arbitragegeschäfte weniger attraktiv werden.

Denn die bisherigen Versteigerungen hatten durchaus Schwächen. So wurden am 12. August bei der jüngsten Auktion an der EEX zum siebten Mal nationale Emissionszertifikate versteigert. Rund 21,342 Millionen Zertifikate wurden zum Höchstpreis von 65 Euro je Tonne CO2 zugeteilt. Damit lag der Zuschlagspreis auch bei der siebten Auktion hintereinander an der Obergrenze, wie die EEX mitteilte.

Denn die Nachfrage überstieg das Angebot erneut mehr als deutlich. Die Bieter wollten insgesamt 26-mal so viele Emissionszertifikate kaufen, wie ursprünglich zur Versteigerung angeboten wurden. An der Auktion beteiligten sich 115 Bieter. Wegen der hohen Nachfrage wurde die Zuschlagsmenge gegenüber der ursprünglich vorgesehenen Menge verdoppelt.

Der BDEW begrüßt die Anpassung in einer Mitteilung: „Es ist sehr erfreulich, dass das Bundeskabinett den drängenden Rufen der Energiewirtschaft Gehör geschenkt hat. Die Veränderungen des Kabinettsentwurfs sind gegenüber dem Referentenentwurf eine gute Nachricht für alle Stadtwerke“, wird Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung, darin zitiert. (sag)

Die neue Richtlinie der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) gilt seit dem 21. Juli. Die Grundförderung für die Modernisierung von Heizungsanlagen bleibt darin zwar unverändert bei 30 Prozent der förderfähigen Gesamtkosten. Die maximal förderfähigen Investitionskosten werden jedoch schrittweise abgesenkt. Die verfügbaren Haushaltsmittel sollen so gezielter eingesetzt und die Förderung stärker auf Haushalte mit besonderem Unterstützungsbedarf ausgerichtet werden.

Thermondo zufolge ist damit der Fördersatz im Regelfall von 55 Prozent auf 46 Prozent gesunken, was einem Minus von 3.620 Euro für Hausbesitzer entspreche. Ab Februar 2027 sinke der Fördersatz dann halbjährlich um rund 1.300 Euro, bis Ende 2028 im Regelfall nur noch 7.500 Euro gewährt würden − statt derzeit 12.880 Euro.

Es überrascht wenig, dass diese Maßnahme bei den Befragten auf Kritik stößt: 55 Prozent bewerten die Förderkürzung als eher oder sehr schlecht. Immerhin 21 Prozent aber heißen den Schritt gut, 19 Prozent sind unentschlossen. 11 Prozent der Befragten gaben an, den Wechsel zur Wärmepumpe wegen der geänderten Förderrichtlinie definitiv vorziehen zu wollen, weitere 34 Prozent denken darüber nach. Für 51 Prozent hat die sinkende Förderung keinen Einfluss auf den geplanten Zeitpunkt des Heizungstauschs. 

Anschaffungskosten bleiben Hemmnis 

Bei der Wahl einer neuen Heizung erreicht die Wärmepumpe in der Befragung einen Anteil von 49 Prozent: Thermodo zufolge der bisherige Höchststand in den seit 2023 regelmäßig durchgeführten Befragungen. Hybridsysteme kommen auf 18 Prozent, Gasheizungen auf 14 Prozent. 

Als wichtigstes Argument für die Wärmepumpe nennen 63 Prozent ihrer Befürworter niedrigere Heizkosten. Versorgungssicherheit und eine erwartete Wertsteigerung der Immobilie folgen mit jeweils 44 Prozent. 41 Prozent nennen den Umweltschutz und 33 Prozent die staatliche Förderung. 

Gegen einen Wechsel sprechen aus Sicht der Befragten vor allem die Investitionskosten. 35 Prozent nennen hohe Anschaffungskosten als Hindernis, 20 Prozent die erwarteten Stromkosten und 18 Prozent fehlende finanzielle Mittel. Unsicherheit über die staatliche Förderung nennen 12 Prozent, Zweifel an der Wirtschaftlichkeit 10 Prozent. 

Beim Informationsstand sieht sich eine knappe Mehrheit ausreichend vorbereitet: 52 Prozent der Befragten geben an, sich bei der finanziellen Bewertung einer neuen Heizung gut informiert zu fühlen. 45 Prozent sehen bei sich Informationsdefizite.

Dr. Richard Lucht, VP Brand, Communication & Public Affairs bei Thermondo, wertet das als klaren Handlungsauftrag: „Offenbar hat aber erst die Hälfte der Hausbesitzer verstanden, dass die Anschaffungskosten alle sechs Monate steigen. Wer jetzt noch zögert, verschenkt tausende Euro. Und noch schlimmer: Wer statt einer Wärmepumpe auf eine Gasheizung setzt, landet durch steigende Netzentgelte, CO2-Preise und teure Bio-Brennstoffe schnell in der Kostenfalle. Hier müssen wir als Branche, aber auch die Politik gegensteuern und noch klarer aufklären.“

Für die Untersuchung befragte das Marktforschungsinstitut Appinio im Auftrag von Thermondo 1.000 Eigenheimbesitzer im Alter zwischen 25 und 99 Jahren. Die Online-Befragung fand vom 24. bis 31. Juli 2026 statt. Die Teilnehmer sind nach Angaben des Unternehmens keine Thermondo-Kunden. (kmt)

Die beiden Verfahren verfolgen dasselbe Grundprinzip: Netze BW und Bayernwerk Netz verteilen die knappen Netzanschlusskapazitäten nun in Vergaberunden anhand festgelegter Kriterien und eines Punktverfahrens. Auch die Eon-Gesellschaften Edis Netz und Schleswig-Holstein Netz wollen das von Bayernwerk Netz vorgestellt Modell umsetzen, heißt es.

Die Projekte erhalten für die Erfüllung der jeweiligen Kriterien künftig Punkte, aus denen sich ihre Rangfolge bei der Vergabe ergibt. In beiden Modellen spielt die Frage eine Rolle, wie konkret und realisierungsnah ein Projekt bereits ist. Auch die Standortgebundenheit eines Vorhabens wird bei beiden berücksichtigt.

Wie die Netze BW mitteilte, gilt das stichtagsbezogene Verfahren für neue Netzanschlüsse und Leistungserhöhungen über 950 kW in der Mittel- und Hochspannung. Bislang war bei Engpässen vor allem der Zeitpunkt der Anfrage entscheidend. Künftig sollen Projekte anhand des Punktesystems priorisiert werden.

Hintergrund ist die stark gestiegene Nachfrage. Der höchste gleichzeitige Leistungsbedarf im Gebiet von Netze BW lag 2025 bei 7,3 GW. Dem stehen laut Unternehmen offene Anschlussanfragen von mehr als 20 GW in der Hochspannung und 2,2 GW in der Mittelspannung gegenüber. Mehr als 93 Prozent entfallen auf Speicherprojekte.

Beim neuen Punktemodell macht die Projektreife mit 50 Prozent den größten Anteil der Bewertung aus. Dabei werden Flächensicherung, Genehmigungsstand und der Status der Übergabestation berücksichtigt. Die Ortsgebundenheit eines Vorhabens geht mit 34 Prozent ein, die Frühzeitigkeit der Anfrage mit 16 Prozent. 

Vergaberunden finden nur in Regionen statt, in denen Anschlusskapazitäten vorhanden sind. Netze BW will sie dort einmal jährlich zu einem festen Stichtag durchführen. Voraussetzung ist zudem ein Ernsthaftigkeitsnachweis.

Sind innerhalb der kommenden drei Jahre keine Kapazitäten verfügbar, können Vorhaben zunächst als Interessensbekundung aufgenommen werden. Auch flexible Netzanschlüsse können über ein Punkteverfahren vergeben werden. Der erste Anmeldezeitraum läuft vom 1. November bis 31. Dezember 2026, die erste Vergabe ist für März 2027 vorgesehen.

Eon-Schwestern führen gemeinsames Verfahren ein

Bayernwerk Netz führt das Verfahren gemeinsam mit den Eon-Schwestern Edis Netz (Fürstenwalde/Brandenburg) und Schleswig-Holstein Netz (Quickborn) ein. Das Verfahren gilt für Bezugskunden mit mehr als 1.000 kW Leistungsbedarf sowie Batteriespeicher mit mehr als 300 kW Bezugsleistung.

Die Anträge werden anhand von sechs gleich gewichteten Kriterien mit jeweils maximal zehn Punkten bewertet. Dazu zählen der Reifegrad des Projekts, dessen Einordnung in das Regionalszenario, die gemeinsame Nutzung eines Netzanschlusspunkts mit Erneuerbare-Energien-Anlagen, die Bereitschaft zu einem flexiblen Netzanschluss sowie die Abhängigkeit von lokaler Infrastruktur und ein bereits bestehender Netzanschlusspunkt. Insgesamt sind maximal 60 Punkte möglich. Die Bewertung erfolgt automatisiert.

Nach der Bewertung werden die Anträge nach ihrer Punktzahl sortiert. In dieser Reihenfolge prüft Bayernwerk die Netzverträglichkeit, so das Unternehmen. Bei gleicher Punktzahl und räumlicher Konkurrenz entscheidet ein Losverfahren.

Für die Teilnahme verlangt Bayernwerk zudem eine Realisierungskaution von 1.500 Euro je MW. Sie wird nach Abschluss des Verfahrens unabhängig von einer Zu- oder Absage zurückgezahlt. Die erste Antragsphase beginnt am 12. Oktober und läuft sechs Wochen. Nach einer 16-wöchigen Auswahlphase sollen die Antragsteller am 15. März 2027 über die Entscheidung informiert werden.

Wie Bayernwerk und Netz BW betonen, sind ausgenommen von den neuen Vergabeverfahren unter anderem Haushalte, reine Einspeiseanlagen sowie Einrichtungen der Daseinsvorsorge. Dazu zählen etwa Krankenhäuser, Schulen und Rettungsdienste sowie bestimmte Einrichtungen der Wasser- und Wärmeversorgung. Für diese Anschlussbegehren bleibt grundsätzlich das bisherige Windhundprinzip maßgeblich.

Schlimmstenfalls werde die Stromzufuhr für Großverbraucher aus der Industrie eingeschränkt, sagte Cristian Busoi, Staatssekretär im Energieministerium nach Angaben von Mediafax. Dies erlaubt eine erst kürzlich erlassene Regierungsverordnung. Für die Bevölkerung werde dies keine Folgen haben. Früheren Berichten zufolge verhandle Rumänien mit den Nachbarländern Ukraine und Bulgarien über Strom-Importe.

Erst vor zehn Tagen hatte Rumänien versucht, durch die Sprengung eines Felsens in der Donau mehr Wasser nach Cernavoda zu leiten. An einer Gabelung zweier Donau-Arme, 50 Kilometer flussaufwärts nahe dem Ort Izvoarele hatte die Armee den Felsen detoniert, sodass mehr Wasser in den Donauarm floss, der Cernavoda versorgt. 

Geröll in vier Lastkähnen wurde zudem an einer anderen Stelle am Ufer versenkt, um den Wasserzufluss besser zu steuern. Danach stieg der Wasserstand bei Cernavoda geringfügig, so dass der Betrieb des zweiten Reaktors um einige Tage verlängert werden konnte, erklärte Verteidigungsminister Radu Miruta. Doch zur längerfristigen Versorgung des AKW mit Wasser reichte diese Operation nicht aus.

Massive Probleme in Ungarn

Um den Betrieb des Atomkraftwerks Paks aufrechtzuerhalten, staut Ungarn die für die Kühlung nötige, derzeit wasserarme Donau auf. „Wir haben mit dem Bau jener Sohlschwelle begonnen, die dauerhaft dazu beitragen wird, den Wasserstand der Donau anzuheben“, sagte Ministerpräsident Peter Magyar auf einer Pressekonferenz in Paks, 100 Kilometer südlich von Budapest. 

Ungarns einziges Kernkraftwerk läuft wegen des niedrigen Wasserstands der Donau derzeit mit nur zwei von acht Turbinen. Grund für den Wassermangel sind die auch in anderen Teilen Europas vorherrschende Hitze und Trockenheit, die den großen Flüssen das Wasser entziehen. 

Vor neun Tagen hatte das AKW Paks, das normalerweise für mindestens ein Drittel des ungarischen Stromverbrauchs aufkommt, knapp vor der Komplettabschaltung gestanden. Das Weiterlaufen der letzten Turbine hatte nur an wenigen Millimetern beim Wasserstand der Donau gehangen. 

Vor der Fertigstellung der Sohlschwelle sollen noch zwei jeweils 80 Meter lange, aneinandergereihte und quer zur Flussrichtung stehende Lastkähne kontrolliert versenkt werden, um einen ersten Staueffekt zu erzielen. Die Sohlschwelle, ein quer zur Fließrichtung in der Gewässersohle liegendes Bauwerk, soll aus rund 185.000 Kubikmetern Gestein aufgeschüttet werden. 

Wie Magyar am Donnerstag weiter sagte, seien Soldaten der ungarischen Armee 24 Stunden am Tag im Einsatz, um das Bauwerk zu errichten. Es soll in drei bis vier Wochen fertiggestellt sein. Die Donau soll auf diese Weise vor dem Kühlbereich des AKW Paks um 1,2 Meter angehoben werden. Die Kosten bezifferte der Regierungschef auf 6 Milliarden Forint (16,5 Millionen Euro).

„Überall dort, wo Batteriespeicher den Aufbau neuer Ladeinfrastruktur sinnvoll ergänzen können, prüfen wir ihren Einsatz“, erklärte Simon Schröder, Leiter Projektmanagement bei Lichtblick E-Mobility. 

Bis 2030 will das Unternehmen allein im E-Mobilitätsbereich mehr als 100 Millionen Euro investieren. Darüber hinaus realisiert Lichtblick derzeit einen Großbatteriespeicher in Röhrsdorf bei Chemnitz mit rund 100 MW. Ziel sei es, Stromnetze zu entlasten und gleichzeitig zusätzliche Flexibilitäten für ein zunehmend erneuerbares Energiesystem bereitzustellen. (gd)

 
Ausgehend vom Basisjahr 2020 (Index = 100) beschreibt der Verbraucherpreisindex die relative Entwicklung der Verbraucherpreise für Fernwärme in Deutschland. Der Verbraucherpreisindex für Fernwärme lag im Juni 2026 bei 176,2 Punkten, demnach lagen die Verbraucherpreise für Fernwärme in diesem Monat rund 76,2 Prozent höher als zum Jahr 2020. Der Einbruch des Index im Dezember 2022 ist auf die Kostenübernahme des Bundes auf den Dezember-Abschlag für Gas und Wärme zurückzuführen.

Im Fokus stehen dabei karbonzeitliche Kohlenkalke und devonische Massenkalke. Für die geothermische Nutzung sind vor allem Bereiche interessant, in denen Verkarstung und Klüfte eine hohe hydraulische Durchlässigkeit ermöglichen, schreiben die Forschenden. Diese Strukturen erschweren jedoch zugleich Prognosen darüber, welche Wassermengen sich aus einem Reservoir fördern lassen und welche thermische Leistung damit langfristig zur Verfügung steht.

Neben der geologischen Struktur untersucht das Projekt die Wechselwirkungen zwischen Gestein und den im Untergrund vorhandenen Fluiden. Mineralien können sich entlang von Klüften und Karstflächen lösen oder dort ausfällen. Solche Prozesse verändern unter Umständen die Fließeigenschaften des Reservoirs während des Betriebs. Damit können sich auch der nutzbare Wärmeinhalt und die Entzugsleistung verändern. Zudem können Ausfällungen technische Komponenten einer Geothermie-Anlage beeinflussen.

R3Chain soll diese Prozesse quantifizieren und in die Planung von Projekten einbeziehen. „Ziel des Projektes ist es, diese Dynamiken zu quantifizieren und Werkzeuge zu entwickeln mit denen sich die technische und die wirtschaftliche Nutzung von Karbonatgestein für die regionale Wärmeversorgung besser planen lassen“, erklärte Projektleiterin Katharina Alms vom Fraunhofer IEG.

Potenzialkarte für die Rhein-Ruhr-Region

Als Grundlage wollen die Projektpartner zunächst vorhandene geologische und hydrogeologische Informationen in einer Datenbank zusammenführen. Hinzu kommen experimentelle Untersuchungen von Gesteinsproben aus der Rhein-Ruhr-Region. Dabei richtet sich der Blick insbesondere auf die Wechselwirkungen zwischen Gestein und Fluiden.

Aus den Ergebnissen soll eine Potenzialkarte entstehen, die Gebiete mit geeigneten Voraussetzungen für Tiefengeothermie ausweist. Damit wollen die Wissenschaftler eine Grundlage schaffen, um mögliche Standorte bereits in frühen Projektphasen einzugrenzen. Die Karte soll geologische und hydrogeologische Erkenntnisse mit den Ergebnissen der experimentellen Untersuchungen verbinden.

Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf Simulationswerkzeugen. Das Fraunhofer IEG will seine Software „PyDoublet“ erweitern. Das Programm soll künftig die thermische Leistung und den Wärmeinhalt von Kluft- und Karstleitern berechnen und dabei die für die untersuchten Karbonatgesteine relevanten Prozesse berücksichtigen.

Parallel entwickelt das Projektteam ein Tiefengeothermie-Modul für die Wärmenetzsoftware „Pandapipes“. Damit soll sich untersuchen lassen, wie sich geothermische Wärme in bestehende oder geplante Wärmenetze integrieren lässt. Die Arbeiten verbinden damit die Modellierung des unterirdischen Reservoirs mit Fragestellungen auf der Ebene der Wärmeversorgung.

KI soll Projektdaten zugänglich machen

Die Ergebnisse sollen schließlich in einen KI-gestützten Chatbot einfließen. Dieser soll auf Datenbanken, Potenzialkarten und Simulationsergebnisse des Projekts zugreifen und lokale Auswertungen bereitstellen. Netzbetreiber und Energieversorger sollen dadurch Informationen zu möglichen Geothermie-Projekten abrufen können.

Das Projektteam will damit insbesondere frühe Wirtschaftlichkeitsabschätzungen unterstützen. Nutzer sollen unter anderem die Kosten für die Integration der geothermischen Wärme sowie mögliche Bandbreiten der Wärmekosten ermitteln können. 

Am Verbundprojekt beteiligen sich das Fraunhofer IEG, die Ruhr-Universität Bochum und die Technische Universität Berlin. Dem Projektbeirat gehören der Geologische Dienst, die Stadtwerke Wuppertal sowie das parallel geförderte Projekt Carbscale an. R3Chain läuft bis zum 30. April 2029. Das Bundesministerium für Forschung, Technologie und Raumfahrt (BMFTR) fördert das Vorhaben nach Angaben des Fraunhofer IEG mit rund 2,1 Millionen Euro. (hr)

Die Anlage verfügt über eine Leistung von 250 MW und kann derzeit rund 500 MWh Strom speichern. Noch in diesem Jahr soll die Speicherkapazität auf 800 MWh steigen. Nach Angaben von Münch Energie handelt es sich um den größten derzeit in Betrieb befindlichen Batteriespeicherverbund Deutschlands. 

Überschüssigen Strom für später speichern 

Batteriespeicher können Schwankungen bei erneuerbaren Energien ausgleichen: Der neue Speicher nimmt überschüssigen Wind- und Solarstrom auf und stellt ihn später wieder zur Verfügung, wenn die Nachfrage steigt. Dadurch sollen die Stromnetze entlastet und erneuerbare Anlagen seltener abgeregelt werden. 

„Für diese Flexibilität sind Großspeicher der Schlüssel“, sagte Schulze. Sachsen-Anhalt erzeuge bereits große Mengen Strom aus Sonne und Wind. Durch Speicher könne diese Energie stärker dann zur Verfügung stehen, wenn sie gebraucht werde. „Das stärkt die Versorgungssicherheit und macht unser Stromnetz stabiler.“

Der Speicherverbund besteht aus fünf Teilanlagen und ist an mehrere eigens errichtete Umspannwerke angeschlossen. Nach Angaben von Münch Energie dauerte der Bau rund sechs Monate. Das Projekt sei vollständig privatwirtschaftlich und ohne staatliche Förderung finanziert worden. 

Die Region blickt auf eine lange Energiegeschichte zurück. Im Raum Leipzig wurde mehr als ein Jahrhundert lang Braunkohle gefördert, viele frühere Tagebaue sind inzwischen stillgelegt und geflutet. Den Aufbau neuer Energieinfrastruktur bezeichnete Unternehmensgründer Mario Münch als „sehr kluge Fortsetzung der Geschichte“. 

Energieversorgung als Standortfaktor 

Münch sieht in der Energieinfrastruktur einen wichtigen Faktor für die wirtschaftliche Entwicklung. „Wo Strom günstig, sicher und grün ist, dorthin gehen die Investitionen“, sagte Münch. Ziel sei es, die Region Leipzig/Halle zu einem Standort für langfristiges Wachstum zu entwickeln. 

Schulze zeigte sich überzeugt, dass Sachsen-Anhalt in den kommenden 10 bis 20 Jahren bei der wirtschaftlichen Stärke ins erste Drittel der Bundesländer kommen könne. Unternehmen investierten dort, wo sie verlässliche Energie zu vernünftigen Preisen bekämen. 

In Sachsen-Anhalt sollen noch weitere große Batteriespeicher entstehen. In Förderstedt ist eine Anlage mit 300 MW geplant, die 2027 vollständig in Betrieb gehen soll. In Wittenberg ist ein Batteriepark mit 60 MW geplant.

Das Projekt setzt der Geschäftsbereich „next energy solutions“ von Rheinenergie in einem Contracting-Modell um. Die neue Anlage kombiniert Wärmerückgewinnung und Wärmepumpentechnologie. Zum Einsatz kommen zwei Wärmepumpen mit jeweils 911 kW Heizleistung, als Kältemittel wird Ammoniak verwendet, heißt es. 

Die neue Wärmeversorgung soll an die bereits laufende Transformation des Standorts anknüpfen. Ardagh Glass produziert in Obernkirchen seit 2023 Behälterglas mit einer Hybrid-Schmelzwanne, die nach Angaben des Unternehmens die CO2-Emissionen der Glasproduktion reduziert. Für die Wärmeversorgung werden Abwärme beziehungsweise nutzbare Wärmequellen mit Wärmepumpen auf ein für den Betrieb erforderliches Temperaturniveau angehoben.

„Solche Projekte sind ein wichtiger Bestandteil unserer Strategie, bundesweit mit skalierbaren Energielösungen zu wachsen und die industrielle Transformation aktiv mitzugestalten“, so Emil Issagholian, Leiter des Geschäftsbereichs Energiedienstleistungen und Fernwärme der Rheinenergie AG.

Ende Juli haben die Kölner mit dem Energiekonzern EnBW vereinbart, dessen Contracting-Geschäft zu übernehmen (wir berichteten). Der Verkauf steht noch unter dem Vorbehalt der Bestätigung der zuständigen Kommunalaufsicht sowie der Zustimmung der zuständigen Kartellbehörde, die spätestens zum Jahresanfang 2027 erwartet werden. Das EnBW-Portfolio umfasst nach Unternehmensangaben rund 200 Anlagen. Rheinenergie würde damit künftig rund 800 Anlagen mit einer installierten Leistung von etwa 1.100 MW betreuen. (mf)

Als Hauptgründe nennt der Mannheimer Energieversorger niedrigere Gas-Großhandelspreise sowie einen geringeren Absatz bei Gas und Strom. Das bereinigte Ebitda sank um 19 Prozent von 482 Millionen Euro auf 392 Millionen Euro. Der bereinigte Periodenüberschuss lag bei 130 Millionen Euro nach 207 Millionen Euro im Vorjahreszeitraum und damit 37 Prozent niedriger.

„Das wirtschaftliche und politische Umfeld für die Energiebranche bleibt anspruchsvoll. Geopolitische Konflikte, eine schwächere Konjunktur und die zurückhaltende Investitionsbereitschaft der Kunden prägen derzeit unseren Markt“, sagte Gabriel Clemens, Vorstandsvorsitzender der MVV Energie AG, anlässlich der Veröffentlichung der Zahlen.

Eine Konsequenz daraus: Die MVV verschiebt den Zeitplan ihrer Klimastrategie nach hinten. 2021 hatte das Unternehmen angekündigt, bis 2040 klimaneutral und danach „#klimapositiv“ werden zu wollen. Ende 2023 zog MVV das Ziel vor und kündigte an, bereits bis 2035 klimapositiv zu werden – fünf Jahre früher als ursprünglich geplant. Nun strebt der Konzern an, wieder „möglichst 2040 #klimapositiv“ zu sein.

Damit verschiebt MVV das 2023 gesetzte Ziel um bis zu fünf Jahre nach hinten. Als Gründe nennt das Unternehmen fehlende gesetzliche Rahmenbedingungen, ein zu geringes Tempo bei der energiepolitischen Umsetzung sowie politische und konjunkturelle Unsicherheiten, die die Investitionsbereitschaft der Kunden beeinträchtigten.

Die Ergebnisentwicklung verlief in den einzelnen Geschäftsbereichen unterschiedlich. Im Segment Kundenlösungen, zu dem die Geschäftsfelder Privat- und Gewerbekunden, Geschäftskunden sowie Commodity Services gehören, sank das Adjusted Ebit um 66 Prozent von 67 Millionen Euro auf 23 Millionen Euro.

Im Segment Erzeugung und Infrastruktur, das unter anderem die konventionelle Erzeugung, deren Vermarktung und die Netzgesellschaften umfasst, ging das Adjusted Ebit um 30 Prozent von 219 Millionen Euro auf 153 Millionen Euro zurück. Als Gründe nennt MVV unter anderem niedrigere Margen in der konventionellen Kohleverstromung. Zudem hatten die Netzgesellschaften im Vorjahr von regulatorisch bedingt höheren Erträgen profitiert.

Besser entwickelte sich das Segment Neue Energien, in dem unter anderem Windkraftanlagen, die Projektentwicklung erneuerbarer Energien und das Umweltgeschäft gebündelt sind. Das Adjusted Ebit stieg um 31 Prozent von 29 Millionen Euro auf 38 Millionen Euro. MVV führt dies vor allem auf Ergebnissteigerungen bei den Windkraftanlagen und im Projektentwicklungsgeschäft zurück.

Gedämpft wurde die Entwicklung im Segment Neue Energien durch einen Ergebnisrückgang im Umweltgeschäft. Als einen Grund nennt MVV einen Kesselschaden in der thermischen Abfallbehandlungsanlage in Mannheim. 

Vor diesem Hintergrund hat der Konzern seine Ergebnisprognose gesenkt. MVV erwartet für das gesamte Geschäftsjahr 2026 nun ein Adjusted Ebit zwischen 190 Millionen Euro und 225 Millionen Euro. Zuvor hatte der Versorger mit 200 Millionen Euro bis 240 Millionen Euro gerechnet. (sag)

Das Geschäftsjahr 2025 war von einer Stabilisierung der Energiepreise gekennzeichnet, so Südweststrom. Entsprechend kam es zu einem Rückgang der durchlaufenden Handelsumsätze auf 1,695 Milliarden Euro (Vorjahr: 1,993 Milliarden Euro). Auch der Jahresüberschuss sank von 9,4 Millionen Euro im Vorjahr 2024 und 8,4 Millionen Euro im vergangenen Geschäftsjahr 2025.

Maßgeblich für die Profitabilität und das Wachstum der Kooperation waren laut dem Unternehmen die Dienstleistungserlöse: Diese wuchsen um knapp 23 Prozent auf 19,9 Millionen Euro an. Treiber dieses Erfolgs waren insbesondere die gestiegene Nachfrage im Bereich der Managed Services sowie in den Strom- und Erdgaspools. Zudem leistete die Direktvermarktung einen positiven Beitrag zum Ergebnis, sodass auch der Rohertrag des Unternehmens um 31,1 Prozent auf 24,9 Millionen Euro anstieg.

Hohe Ausschüttung an die Gesellschafter 

Die Ausschüttung an die Gesellschafter wurde deutlich um 118,7 Prozent auf 8,27 Millionen Euro erhöht (Vorjahr: 3,78 Millionen Euro). Unabhängig von dieser Dividende profitieren laut Südweststrom auch die Pool-Kunden. Aus den Beschaffungsplattformen der Kooperation wurde in 2025 ein Pool-Ergebnis von über 20 Millionen Euro direkt an die teilnehmenden Stadtwerke ausbezahlt. 

Die Südwestdeutsche Stromhandels GmbH (SüdWestStrom) ist ein Kooperationsunternehmen deutscher Stadtwerke. Im Jahr 1999 gegründet, hat sich das Unternehmen zum Ziel gesetzt, die Position von Stadtwerken im Wettbewerb zu stärken, Synergien zu schaffen und so gemeinsame Chancen zu nutzen; heute sind 64 Stadtwerke Gesellschafter bei Südwestwtrom. (hr)
 

Kennzahl	2025 (Millionen Euro)	2024 (Millionen Euro)
Umsatz	1.695,2	1.993,1
davon Dienstleistungserlöse	19,9	16,2
Jahresüberschuss	8,4	9,4
Bilanzssumme	325,6	377,5
Ausschüttung an Gesellschafter	8,27	3,78

Quelle: Südweststrom

Gemeinsam mit Daniel Henne, der künftig als Sprecher der Geschäftsführung fungiert, bilden sie das neue Führungsteam. Mit der Erweiterung reagierte Südweststrom auf das anhaltende Wachstum des Unternehmens und die zunehmende Komplexität der Energiewirtschaft. 

Patrick Kruppa übernimmt als operativer Geschäftsführer die unternehmensweite Verantwortung für Prozesse, IT und Digitalisierung sowie das Portfolio- und Bilanzkreismanagement. Dr. Gerhard Ilg verantwortet als kaufmännischer Geschäftsführer die Ressorts Finanzen, Controlling und Beteiligungen. Den Bereich Managed Services steuert er gemeinsam mit Patrick Kruppa. 

Daniel Henne verantwortet als Sprecher der Geschäftsführung weiterhin Vertrieb, Marketing und Personal sowie die Betreuung der Gesellschafter und die Politik- und Verbandsarbeit. (hr)

Die Stromversorgung Pfaffenhofen ist für die Stromnetzinfrastruktur in Pfaffenhofen verantwortlich. Die technische Betriebsführung liegt beim Bayernwerk, mit dem die Gesellschaft seit vielen Jahren zusammenarbeitet. 

Szabó würdigte im Zusammenhang mit der Übernahme der Geschäftsführung die Arbeit seines Vorstandskollegen und bisherigen Geschäftsführers Thomas Wiringer. Der habe in den vergangenen zwei Jahren wichtige Weichen für die weitere Entwicklung gestellt und damit eine gute Grundlage für die kommenden Aufgaben geschaffen. 

„Leistungsfähige und zukunftsfähige Stromnetze sind eine zentrale Voraussetzung für die Energiewende. Wir treffen heute Investitionsentscheidungen für eine Infrastruktur, die auch in zehn oder zwanzig Jahren zuverlässig funktionieren muss“, erklärte Szabó. Seine energiewirtschaftliche Laufbahn begann 2006 bei Eon Energie. Anschließend war er mehr als zwölf Jahre bei der Rewag in Führungspositionen tätig. Vor seinem Wechsel nach Pfaffenhofen war er Geschäftsführer der Kommunale Energie Regensburger Land Projekt GmbH. (gd)
 

Die Preisrückgänge im Energiesektor werden vom Abflauen der Hitzewelle in Nordwesteuropa unterstützt. Ab Samstag ist mit niedrigeren Temperaturen und Regen zu rechnen. Unklar ist allerdings noch, in welchem Umfang sich die kühlere Witterung durchsetzt. Von einer durchgreifenden Umstellung der Wetterlage kann noch nicht die Rede sein.

Strom: Leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag präsentiert. Ausschlaggebend hierfür waren die Abgaben bei Gas und die Aussichten auf eine deutliche Milderung der Hitzewelle. Der Day-ahead sank im Base 6,75 auf 140,33 Euro je Megawattstunde und im Peak 3,00 auf 105,25 Euro je Megawattstunde. Börslich zeigte sich die Grundlast mit 140,33 Euro, die Spitzenlast mit 104,33 Euro.

Die Erneuerbaren-Einspeiseleistung dürfte nur in geringem Umfang zum Preisrückgang beim Day-ahead beigetragen haben. Die Meteorologen von Eurowind prognostizierten für den Berichtstag 27,4 Gigawatt an Solar- und Windeinspeiseleistung. Der Freitag soll es auf 27,6 Gigawatt bringen. Allerdings ist für den letzten Tag der Arbeitswoche mit einem deutlichen Rückgang der Last zu rechnen. Diese soll laut MBI Research auf 49,5 Gigawatt von 50,4 Gigawatt zurückgehen.

Am langen Ende sank das Cal 27 um 0,99 auf 105,16 Euro.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag knapp behauptet notiert. Der Dec 26 verlor bis gegen 12.55 Uhr 0,05 auf 81,93 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 6,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,66 Euro, das Tief bei 81,62 Euro.

Trotz der Abgaben bewerten die Analysten von belektron den CO2-Markt tendenziell positiv gestimmt. Sie verweisen auf die hitzebedingten Einschränkungen für die Stromproduktion von Kernkraftwerken, zumal der Strombedarf ebenfalls hitzebedingt erhöht ist. Diese Situation dürfte die Preise für Strom und CO2 unterstützen, fraglich ist aber, wie lange die hohen Temperaturen noch anhalten.  
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Donnerstag im Konvoi mit den Nachbarmärkten abwärts bewegt. Der Frontmonat am niederländischen TTF sank bis gegen 13.00 Uhr um 1,670 auf 59,050 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 1,675 auf 54,375 Euro je Megawattstunde nach unten.

Händler sprechen von einer Atempause. An der bullishen Gesamtsituation für den Gasmarkt habe sich wenig geändert. So gebe es keine Fortschritte bei den Gesprächen über eine Öffnung der Straße von Hormus und die Speicherstände seien weiter vergleichsweise gering. Einzig das Abflauen der Hitzewelle dürfte für etwas Entlastung sorgen. Am Wochenende ist mit einem Temperaturrückgang und Regen zu rechnen.

Uneins sind sich die Meteorologen, wie es danach weitergeht. Das europäische Wettermodell rechnet mit einem erneuten Temperaturanstieg, das US-Modell geht dagegen von einem zeitweisen Rückgang unter den saisonalen Durchschnittswert aus. Gassco meldet unterdessen ungeplante Wartungsarbeiten in der Verarbeitungsanlage Kollsnes, die die Kapazität um 10,8 Millionen Kubikmeter täglich reduzieren. Der Gasflow aus Norwegen beträgt für den Berichtstag 313,6 Millionen Kubikmeter. (cdg)