9. September 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
Hier erfahren Sie mehr ... (Zum Ausklappen bitte klicken)
Inhalt
POLITIK & RECHT
STROMNETZ: Sabotage am Stromnetz: Polizei nimmt 48-Jährigen fest
GAS: Gasspeicherinitiative fordert staatliche Maßnahmen
POLITIK: Experten sehen Nachbesserungsbedarf bei Wärmeplanung
HANDEL & MARKT
STUDIEN: Energiepolitik wird zur Geopolitik
VERTRIEB: Stadtwerke setzen stärker auf Kundenrückgewinnung
KRAFTWERKE: Erneuerbaren-Erzeugung legt im 1. Halbjahr zu
STROMNETZ: Netzengpässe kosteten 2025 über 3 Milliarden Euro
PPA-PREISINDEX: Deutsche PPA-Preise setzen Aufwärtstrend im August fort
TECHNIK
STROM: Eon sieht Milliardenpotenzial durch flexible Haushalte
KLIMASCHUTZ: Shell nimmt elektrischen Industrieheizer in Betrieb
EFFIZIENZ: Zahl der Energieeffizienz-Netzwerke klettert auf 500 bundesweit
IT: Thüga Smartservice bringt KI-Plattform für Stadtwerke auf den Markt
UNTERNEHMEN
WIRTSCHAFT: Enerparcs Insolvenzantrag nächster Schlag für die Solarbranche
PHOTOVOLTAIK: Next Kraftwerke vermarktet 173-MW-Solarpark über PPA
PERSONALIE: Stadtwerke Rheine suchen Nummer zwei für Doppelspitze
PERSONALIE: Neue Leiterin Personal bei Thermondo
STATISTIK DES TAGES: Anzahl der öffentlichen Ladestationen weltweit und Prognose
TOP-THEMA
Contracting-Branche drängt aus dem Erdgas
Quelle: Shutterstock / Boiko Y
CONTRACTING.
Die Contracting-Branche kann ihr Wachstum fortsetzen, jedoch nicht mehr so stark wie in den vergangenen Jahren. Die Zurückhaltung der Kunden ist ein Grund.
Der deutsche Contractingmarkt ist 2025 weiter gewachsen. Das geht aus den Marktzahlen hervor, die der Verband für Energiedienstleistungen, Effizienz und Contracting (Vedec) am 8. September veröffentlicht hat. Die Zahl der Verträge erhöhte sich demnach verglichen zum Vorjahr um 4 Prozent auf rund 92.000. Der Branchenumsatz legte nach Angaben des Vedec um 7,1 Prozent auf rund 5,63 Milliarden Euro zu.
Neben dem Wachstum bei Verträgen und Umsatz zeigt die Erhebung eine Verschiebung bei den Energieträgern. Der Anteil erneuerbarer Energien an den Contractinglösungen stieg binnen eines Jahres von 24 auf 31 Prozent. Gleichzeitig sank der Erdgasanteil. Auch Fernwärme kommt nach Angaben des Verbands häufiger zum Einsatz. Unter den erneuerbaren Energieträgern und Technologien erreichen Pellets mit 33 Prozent den größten Anteil. Luft- und Umweltenergie folgen mit 23 Prozent, Sonnenenergie mit 14 Prozent.
Noch stärker als der Energiemix hat sich allerdings die Kundenstruktur verändert. Auf die Wohnungswirtschaft entfielen 2025 laut der Markterhebung unter den Mitgliedsunternehmen des Vedec 70 Prozent der Contractingprojekte. Ein Jahr zuvor hatte der Anteil noch bei 56 Prozent gelegen. Damit konzentriert sich ein wachsender Teil des Geschäfts auf die Wärmeversorgung von Wohngebäuden und Quartieren. Die Quartiersversorgung folgt abgeschlagen mit 11 Prozent, gefolgt von Kommunen und Industrie mit je 4 Prozent.
Vedec-Vorstandsvorsitzender Tobias Dworschak führt diese Entwicklung auf den Modernisierungsbedarf im Gebäudebestand zurück. „In der Wohnungswirtschaft besteht ein enormer Bedarf, die Wärmeversorgung zu modernisieren und auf Erneuerbare Energien umzustellen. Gleichzeitig stehen Wohnungsunternehmen vor der Herausforderung, diese Transformation bei laufendem Betrieb zu organisieren und zu finanzieren.“
Bei den Versorgungsstrukturen dominieren weiterhin Einzelobjekte: 63 Prozent der befragten Unternehmen haben solche Anlagen im Portfolio. Auf Gebäudenetze entfallen 22 Prozent, auf Wärmenetze 15 Prozent.
Milliardeninvestitionen treffen auf zögernde Kunden
Die Umstellung des Anlagenbestands stellt die Contractingunternehmen zugleich vor finanzielle und operative Herausforderungen. Manuel Thielmann von der Empact GmbH verwies bei der Vorstellung der Marktzahlen auf die Investitionen, die der Wechsel der Wärmeversorgung erfordert. „Contractingunternehmen investieren Milliarden, um fossile Energieträger gegen erneuerbare zu ersetzen“, sagte er. Inbesondere bei Quartierslösungen und Netzen sehe auch er einen wachsenden Markt.
Aber nicht bei allen Kundengruppen verlaufen die Entscheidungen im gleichen Tempo. Jochen Bennewitz von den Städtischen Werken Kassel berichtete, dass Kunden Entscheidungen für den Wechsel zu erneuerbaren Energien in die Zukunft verschöben. Für Contractoren entstehe dadurch bei bestehenden Verträgen ein Risiko. Vor allem die Umstellung auf strombasierte Lösungen sei mit hohen Kosten verbunden. Nach seinen Worten baut sich dadurch eine Welle an Bestandsverträgen auf, bei denen die Transformation noch ansteht.
Trotz dieser Hemmnisse beurteilen die befragten Unternehmen ihre weitere Geschäftsentwicklung etwas besser als im Vorjahr. Auf einer Skala von null bis zehn erreicht die Erwartung einen Wert von 6,2 Punkten. Im Vorjahr waren es 5,8 Punkte.
Politische Unsicherheit bremst Projekte
Dem stehen nach Einschätzung der Marktteilnehmenden mehrere Hemmnisse gegenüber. Dazu zählen wechselnde und unklare politische Rahmenbedingungen, die immer noch anstehende Novellierung der Wärmelieferverordnung. Auch lange Entscheidungsprozesse und Investitionszurückhaltung aufgrund der wirtschaftlichen Lage erschweren die Umsetzung von Projekten.
Hohe Energiepreise wirken dabei in beide Richtungen, erklärte der Vedec: Einerseits erhöhen sie den Handlungsdruck bei den Kundinnen und Kunden und machen langfristig kalkulierbare Versorgungslösungen durch Contracting attraktiver. Gerade die Möglichkeit, über einen langfristigen Vertrag Versorgungssicherheit zu schaffen und gleichzeitig auf erneuerbare Lösungen umzusteigen, kann Investitionsentscheidungen beschleunigen. Andererseits führen hohe und schwer kalkulierbare Preise sowie allgemeine Verunsicherung bei anderen Kundschaft zu Zurückhaltung.
Tobias Dworschak resümiert: „Die aktuellen Marktzahlen zeigen, dass der Contractingmarkt weiter wächst und zugleich immer erneuerbarer wird. Das ist ein wichtiges Signal für die Wärmewende. Damit Energiedienstleister dieses Potenzial ausschöpfen können, brauchen sie verlässliche Rahmenbedingungen und Planungssicherheit. Denn die Transformation der Wärmeversorgung ist eine langfristige Aufgabe.“
Die Marktzahlen beruhen auf einer Erhebung unter Mitgliedsunternehmen des Vedec. (hr)
Quelle: Katia Meyer-Tien
Sabotage am Stromnetz: Polizei nimmt 48-Jährigen fest
STROMNETZ. Die Polizei hat einen Mann festgenommen, der im Verdacht steht, Anlagen des deutschen Stromnetzes sabotiert zu haben. Bei der Festnahme stellte sie weitere Sprengmittel sicher.
Nach einer Serie von Sabotage-Angriffen auf das Stromnetz in mehreren Bundesländern hat die Polizei einen verdächtigen 48-Jährigen festgenommen. Der Mann fiel Polizisten bei einem Großeinsatz in der Nähe des Kraftwerks Weisweiler bei Aachen auf. Die Ermittler glauben, dass er an mehreren Orten in Nordrhein-Westfalen, Brandenburg und Sachsen versucht hat, Stromleitungen in der Nähe von Kohlekraftwerken zu sabotieren - in einigen Fällen ist ihm das gelungen.
Den Ermittlungen zufolge soll der Verdächtige Abschussvorrichtungen aufgebaut und mit selbstgebauten Raketen einen dünnen Draht über Hochspannungsleitungen geschossen haben. Mindestens zweimal kam es dadurch zu Kurzschlüssen und einzelne Blöcke von nahegelegenen Kraftwerken wurden lahmgelegt.
Bei seiner Festnahme hatte der Mann laut Polizei Sprengmittel bei sich. „Die Gegenstände werden derzeit durch einen Entschärfer des Landeskriminalamtes Nordrhein-Westfalen begutachtet“, teilte die Polizei Köln mit. Außerdem hätten Einsatzkräfte in der Nähe des Kraftwerks Weisweiler im Unterholz ein Zelt gefunden, das mit weiteren Sprengladungen versehen gewesen sei. Der Mann habe bei seiner Festnahme keinen Widerstand geleistet.
Konkrete Hinweise am Kraftwerk Weisweiler
Die Arbeit der Ermittler hatte sich zuletzt sehr auf den Standort Weisweiler im Rheinischen Braunkohlerevier konzentriert. Schon vergangene Woche hatte die Polizei den Bereich mit vielen Kräften abgesucht, nachdem das Kraftwerk in einem Bekennerbrief erwähnt wurde, der von dem 48-Jährigen aus Gevelsberg im südlichen Ruhrgebiet stammen soll.
Bundesinnenminister Alexander Dobrindt (CSU) hatte zu der Sabotage-Serie zuletzt gesagt, es handele sich offensichtlich um „Klimaterrorismus“ eines Einzeltäters. In mehreren Bekennerbriefen, die die Polizei für authentisch hält und dem 48-Jährigen zuordnet, begründete der mutmaßliche Täter die Angriffe auf das Stromnetz mit dem Kampf gegen fossile Energien. „Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen ist ein Verbrechen“, heißt es in den Briefen, die auch der Deutschen Presse-Agentur vorliegen.
Ermittelt werde gegen den 48-Jährigen wegen des Verdachts der Herbeiführung einer Sprengstoffexplosion und der Störung öffentlicher Betriebe. „Die Festnahme des Tatverdächtigen ist ein wichtiger Schritt in den Ermittlungen“, teilte Brandenburgs Polizeipräsident Oliver Stepien mit. „Jetzt gilt es, die Hintergründe und Zusammenhänge der Taten weiter aufzuklären und die gewonnenen Erkenntnisse sorgfältig zu bewerten.“ Die Ermittlungen dauerten an.
Gasspeicherinitiative fordert staatliche Maßnahmen
Quelle: Shutterstock / sdf_qwe
GAS. Die Initiative Energien Speichern (Ines) warnt vor einer zu langsamen Befüllung der deutschen Erdgasspeicher. Anfang September lagen die Speicher bei rund 53 Prozent.
Die deutschen Erdgasspeicher gehen mit einem historisch niedrigen Füllstand in die letzten zwei Monate der Befüllungsphase. Laut dem September-Update der Initiative Energien Speichern (Ines) lag der Füllstand Anfang September bei rund 53 Prozent. Seit Beginn der Aufzeichnungen vor 15 Jahren sei zu diesem Zeitpunkt kein vergleichbar niedriger Wert verzeichnet worden.
Das Niveau von 53 Prozent, das aktuell erreicht ist, hatte im vergangenen Jahr bereits Ende Juni vorgelegen. Nach Einschätzung von Ines ist die Wiederbefüllung damit im bisherigen Jahresverlauf deutlich hinter dem erforderlichen Tempo zurückgeblieben.
77 Prozent technisch noch erreichbar
Dennoch besteht nach den Modellrechnungen von Ines noch die Möglichkeit, den Speicherfüllstand bis zum 1. November 2026 auf rund 77 Prozent zu erhöhen. Damit würde der Füllstand nahezu dem derzeitigen Buchungsstand von rund 83 Prozent entsprechen.
Die technische Speicherkapazität allein reicht laut Ines allerdings nicht aus. Entscheidend sei, ob die Marktakteure ihre gebuchten Kapazitäten tatsächlich nutzen und in den kommenden Wochen entsprechend große Gasmengen einspeichern. Dafür müsste das Befüllungstempo deutlich steigen. In den verbleibenden zwei Monaten bis zum 1. November müssten insgesamt mehr Gasmengen eingespeichert werden als in den vergangenen drei Monaten zusammen.
 |
| Szenario für den Gasvorrat im Winter 2025-26 Quelle: INES |
Sebastian Heinermann, Geschäftsführer der Ines, verweist deshalb auf die wirtschaftlichen Bedingungen. Die Speicherbefüllung müsse wirtschaftlich tragfähig sein, damit Marktakteure die gebuchten Kapazitäten auch tatsächlich nutzten. Aktuell sind die Gaspreise so hoch, dass eine Bevorratung unwirtschaftlich erscheint.
Extrem kalter Winter birgt Risiko
Welche Folgen der Füllstand zum Beginn der Heizperiode für die Versorgungssicherheit hat, hängt auch von den Temperaturen im Winter ab. Laut der Ines-Sensitivitätsanalyse würde ein Speicherfüllstand von rund 77 Prozent am 1. November bei normalen Wintertemperaturen ausreichen, um die Gasversorgung im Winter 2026/27 vollständig zu gewährleisten. In diesem Szenario würden die Speicher bis zum 1. April 2027 auf rund 38 Prozent sinken.
Bei extrem kalten Temperaturen wäre ein Füllstand von 77 Prozent dagegen nicht ausreichend. Nach den Modellrechnungen könnte es an einzelnen Tagen im Januar zu Unterdeckungen von mehr als 25 Prozent kommen.
Die Importe über LNG-Terminals genügten nicht als Absicherung, so Heinermann. Der Gasbedarf an einem kalten Tag betrage in Deutschland 5,4 Milliarden kWh. Inklusive der Weiterleitung an Nachbarländer könnten daraus auch 6,5 Milliarden kWh werden. Die Speicher leisteten davon 3 Milliarden kWh. LNG-Terminals könnten maximal 0,8 Milliarden kW am Tag liefern, in der Regel seien es eher 0,3 Milliarden kWh. „LNG-Terminals sind eine Importmöglichkeit übers Jahr, können aber keine Bedarfsdeckung leisten“, resümiert der Ines-Geschäftsführer.
Ines fordert kurzfristige Anreize
Ines hat deshalb bereits einen Aktionsplan mit Maßnahmen zur kurzfristigen Stärkung der Speicherbefüllung vorgelegt. Dazu zählt der Verband eine vollständige Rabattierung der Netzentgelte an Speicheranschlusspunkten. Zudem soll die Konvertierungsumlage für die Speichernutzung entfallen.
Darüber hinaus schlägt Ines staatlich unterstützte und vergünstigte Finanzierungsmöglichkeiten vor, etwa über die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW). Damit könnten die Finanzierungskosten für das einzuspeichernde Gas sinken. Auch zusätzliche Ausschreibungen sogenannter Long-Term Options (LTO) könnten nach Einschätzung des Verbands weitere Einspeicherungen anreizen.
Speicherrahmen soll langfristig gelten
Neben kurzfristigen Maßnahmen fordert Ines einen dauerhaft verlässlichen Rahmen für die Gasspeicherung. Dieser soll nach den Vorstellungen des Verbands eine ausreichende Speicherbefüllung sicherstellen und zugleich den Erhalt der für die Versorgungssicherheit erforderlichen Speicherkapazitäten gewährleisten.
Dafür könnten wirtschaftliche Anreizmodelle, wirksam ausgestaltete Verpflichtungen oder eine Kombination beider Ansätze zum Einsatz kommen. Ziel müsse laut Ines ein Modell sein, das die Versorgungssicherheit gewährleistet und gleichzeitig möglichst große Spielräume für eine marktwirtschaftliche Bewirtschaftung der Speicher lässt.
Für das September-Update hat Ines die europäischen Gasmärkte auf Grundlage der realen Speicherfüllstände zum 1. September 2026 sowie aktualisierter Temperatur- und Verbrauchsdaten modelliert. Das nächste Update ist für den 10. November 2026 angekündigt.
Aktuelle Informationen zu den deutschen Gasspeichern stehen im Internet bereit. (sh)
Experten sehen Nachbesserungsbedarf bei Wärmeplanung
Quelle: Shutterstock / canadastock
POLITIK. Bei einer Bundestagsanhörung haben Sachverständige Änderungen an der geplanten kleinen Wärmeplanung für Kommunen bis 15.000 Einwohner gefordert.
Sachverständige sehen bei der geplanten Novelle des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) erheblichen Änderungsbedarf. Das wurde bei einer Anhörung des Ausschusses für Wirtschaft und Energie des Deutschen Bundestages am 8. September in Berlin deutlich. Im Mittelpunkt stand das Vorhaben der Bundesregierung, für Kommunen mit bis zu 15.000 Einwohnern ein vereinfachtes Verfahren für die Wärmeplanung einzuführen.
Das WPG gilt seit Januar 2024 bundesweit. Es verpflichtet Kommunen zur Erstellung von Wärmeplänen mit dem Ziel, die Wärmeversorgung spätestens 2045 treibhausgasneutral zu gestalten. Mit der Novelle will die Bundesregierung kleineren Kommunen die Option schaffen das Verfahren zu vereinfachen.
Ausgleich für Kommunen sichern
Eva Bode, Referatsleiterin Erneuerbare Energien beim Deutschen Städte- und Gemeindebund, verwies auf mögliche Auswirkungen der Novelle auf bereits laufende Planungen. Die Einführung der kleinen Wärmeplanung dürfe bestehende Verfahren und die Belastungsausgleichszahlungen der Länder nicht beeinträchtigen, sagte Bode. Auch für die Fortschreibung bestehender Wärmepläne und die neu vorgesehene Kälteplanung müsse ein ausreichender finanzieller Ausgleich gewährleistet sein.
Bode begrüßte zugleich die geplante Wahlmöglichkeit zwischen dem regulären Verfahren, landesrechtlichen Vereinfachungen nach Paragraf 22 WPG und der neuen kleinen Wärmeplanung nach den Paragrafen 22a und 22b. Diese Optionen sollten im weiteren Gesetzgebungsverfahren erhalten bleiben, forderte sie.
Stadtwerke verlangen Planungssicherheit
Hans Lerchl, Leiter Energiewirtschaft bei den Stadtwerken München (SWM), forderte verlässlichere Rahmenbedingungen für Investitionen in die Wärmewende. Für die Investitionen in Milliardenhöhe brauche es langfristige Planungssicherheit, verlässliche regulatorische Vorgaben und sichere Möglichkeiten zur Refinanzierung.
Andreas Klingemann, Abteilungsleiter Wärme beim Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), forderte, Energieversorger, Netzbetreiber und weitere Akteure auch bei der kleinen Wärmeplanung einzubeziehen. Nach Klingemanns Angaben entfielen bei kleinen Kommunen bis zu 80 Prozent des Aufwands auf die Wärmeplanung. „Statt mehrerer paralleler Vereinfachungsverfahren sollte es jedoch eine einheitliche ‚kleine Wärmeplanung‘ für kleine Kommunen geben“, forderte er.
Insbesondere die kommunale Wärmeplanung und die Verteilnetzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff müssten eng miteinander verzahnt werden, um bei möglichen Stilllegungen von Gasnetzsträngen rechtzeitig eine alternative Wärmeversorgung zu koordinieren, so der BDEW-Vertreter. Die kommunale Wärmeplanung solle dabei zu einer integrierten Planung der Energieinfrastruktur weiterentwickelt werden.
Industrie will eigene Systeme berücksichtigen
Manuela Pieper, Expertin für Energieeffizienz, Energiesteuern und Prozesswärme beim Verband der Chemischen Industrie (VCI), kritisierte, dass das WPG bislang stark auf kommunale Wärmenetze ausgerichtet sei. Industrielle Wärmesysteme würden dadurch nicht ausreichend berücksichtigt.
Der VCI fordert deshalb, industrielle Prozessdampfnetze grundsätzlich vom Anwendungsbereich des WPG auszunehmen. Zudem solle die energetische Nutzung unvermeidbarer Nebenprodukte als Abwärme anerkannt werden. Pieper verwies dabei auf Stoffströme, deren Entstehung unvermeidbar und deren Verwertung rechtlich vorgeschrieben sei. Ohne energetische Nutzung müssten entsprechende Gase vielfach abgefackelt werden.
Bürgerenergie beteiligen
Harald Jann Hinrich Uphoff, Vorstand Politik beim Bündnis Bürgerenergie, begrüßte die geplante Entlastung kleiner Kommunen. Gleichzeitig warnte er davor, gemeinschaftliche Wärmenetze als lokale Versorgungslösung aus dem Verfahren herauszuhalten. Die Beteiligung von Bürgerenergiegemeinschaften (BEG) solle nicht reduziert, sondern auf alle Kommunen ausgeweitet werden, forderte Uphoff.
Noemi Jaya Mundhaas, Politikexpertin für Energie und Klima bei Greenpeace, warnte davor, Vereinfachungen mit Abstrichen bei den Klimaschutzzielen zu verbinden. Die Wärmeplanung müsse weiterhin zur gesetzlich vorgesehenen Treibhausgasminderung von mindestens 65 Prozent bis 2030 und zur Treibhausgasneutralität spätestens 2045 beitragen. (sh)
Studie Energie für Deutschland 2026 Quelle: Weltenergierat
Energiepolitik wird zur Geopolitik
STUDIEN. Der Weltenergierat Deutschland untersucht in seiner Jahrespublikation drei globale Entwicklungsszenarien und fordert mehr Resilienz sowie eine engere Verzahnung der Politikfelder.
Die internationale Energiewelt steht nach Einschätzung des Weltenergierats Deutschland vom 8. September vor einem dauerhaften Wandel. In der Jahrespublikation „Energie für Deutschland 2026“ untersucht der Verband drei Szenarien für eine zunehmende geopolitische Fragmentierung. „Energie ist zu einem zentralen Faktor geopolitischer und industrieller Machtpolitik geworden“, erläutert Carsten Rolle, Geschäftsführer des Weltenergierats Deutschland.
Gemeinsam ist den Szenarien laut Weltenergierat, dass geopolitische Konflikte die Energie- und Klimapolitik stärker bestimmen. Gleichzeitig steige die Bedeutung resilienter und diversifizierter Energie- und Rohstoffsysteme. Für Deutschland und Europa folge daraus die Notwendigkeit, Energie-, Außen- und Industriepolitik enger miteinander zu verknüpfen. Zugleich werde Geopolitik zu einem wichtigen Treiber energie- und technologiepolitischer Entwicklungen.
Von Globalisierung zu neuer Verflechtung
Das Schwerpunktkapitel der Publikation beschreibt eine Neuordnung der Weltwirtschaft. An die Stelle einer Globalisierung, die vor allem durch internationale Arbeitsteilung, Effizienz und Kooperation geprägt war, trete eine Phase, in der wirtschaftliche Verflechtungen zunehmend politisiert würden. Für Energie- und Klimapolitik entstehe damit ein Spannungsfeld zwischen globaler gegenseitiger Abhängigkeit und geopolitischer Konkurrenz. Eine Rückkehr zur früheren marktbasierten Globalisierung hält der Weltenergierat für unwahrscheinlich.
Resilienz als politisches Ziel
In allen drei Szenarien nimmt die Bedeutung von Resilienz zu. Diversifizierte Energie- und Rohstoffversorgung, zusätzliche Importquellen, parallele Lieferketten und teilweise redundant ausgelegte Infrastrukturen können laut Weltenergierat die Abhängigkeit von einzelnen Lieferanten und Regionen verringern.
Für Deutschland fehle allerdings bislang ein klares politisches Zielbild, was unter Resilienz konkret zu verstehen sei, welches Absicherungsniveau erreicht werden solle und wer die damit verbundenen Kosten trage, erklärt Rolle. Redundanzen könnten die Versorgungssicherheit erhöhen, verursachten aber zusätzliche Kosten. Diese müssten gegeneinander abgewogen werden.
Entscheidend sei künftig zudem nicht mehr allein der Zugang zu einzelnen Rohstoffen oder Energieträgern. Bedeutung gewinne vielmehr die Kontrolle über gesamte Wertschöpfungsketten – von der Rohstoffgewinnung über Produktion und Infrastruktur bis hin zur Festlegung technischer Standards.
Drei Szenarien für die Energiepolitik
Im Szenario „polyzentrische Konkurrenz“ bleibt die Weltwirtschaft weitgehend integriert. Selektive Entkopplung, eine stärkere Industriepolitik und sicherheitspolitische Risikoprämien erhöhen jedoch die Kosten. Die Rivalität zwischen Staaten bleibt auf mittlerem Niveau, ohne dass sich dauerhaft feste Blöcke bilden. Energie bleibt handelbar, wird aber teurer. Die Klimapolitik entwickelt sich regional unterschiedlich.
Deutlich angespannter und am kostenintensivsten ist das Szenario „eskalierte Großraumkonflikte“. Internationale Krisen verfestigen sich, während sich konkurrierende Machtblöcke herausbilden. Energie- und Handelsrouten werden dauerhaft politisiert oder unterbrochen. Die Preise steigen aufgrund einer strukturell höheren Volatilität, während sich die Märkte in unterschiedliche Preiszonen aufteilen.
Das dritte Szenario, „funktional-institutionalisierte Koexistenz“, geht trotz anhaltender Konkurrenz von begrenzten Kooperationsräumen aus. Regelwerke wie die Handelsregeln der Welthandelsorganisation (WTO) oder das Pariser Klimaabkommen bleiben bestehen. Mittelmächte übernehmen eine stärkere Vermittlerrolle zwischen den großen Machtzentren. Die Energiepreise entwickeln sich wegen geringerer Volatilität und niedrigerer Transaktionskosten stabiler als in den beiden anderen Szenarien.
Partnerschaften sollen Abhängigkeiten verringern
Als mögliche Antwort auf die Fragmentierung nennt der Weltenergierat eine weitere Diversifizierung von Energiequellen und Importkorridoren. Auch bilaterale Partnerschaften mit aufstrebenden Mittelmächten wie Brasilien, Indien und den Golfstaaten könnten zur Resilienz beitragen.
Gleichzeitig müsse Deutschland gemeinsam mit der Europäischen Union (EU) darauf hinwirken, dass internationale Kooperationen und ein Mindestmaß an Multilateralismus erhalten bleiben. Ein Ansatzpunkt sei das internationale Standard-Setting, etwa für Wasserstoff. Dort müssten regulatorische Rahmenbedingungen und technische Standards noch stärker etabliert werden.
Die Publikation „Energie für Deutschland 2026“ steht im Internet bereit. (sh)
Stadtwerke setzen stärker auf Kundenrückgewinnung
Quelle: Fotolia / Photo-K
VERTRIEB. Eine Asew-Umfrage gibt Aufschluss darüber, welche Vertriebswege bei Akquisition und Rückgewinnung von Kunden als besonders wirksam angesehen werden.
Stadtwerke wollen im Wettbewerb um Strom- und Gaskunden stärker auf direkte Ansprache, Online-Kampagnen und ein systematisches Kündigungsmanagement setzen. Das geht aus einer Umfrage der Arbeitsgemeinschaft für sparsame Energie- und Wasserverwendung (Asew) unter 72 Unternehmen ihres Netzwerks hervor.
Mehr als die Hälfte der Teilnehmer versorgt zwischen 10.000 und 100.000 Stromlieferstellen sowie zwischen 5.000 und 40.000 Gaslieferstellen. Rund 14 Prozent der Unternehmen sind im Strombereich keine Grundversorger, im Gasbereich etwa 11 Prozent.
Nach Einschätzung der befragten Stadtwerke zählen der Kundenservice und der Door-to-Door-Vertrieb zu den wirtschaftlich erfolgreichsten Vertriebskanälen. Dahinter folgen Online-Marketing und die eigene Internetseite sowie Brief- und Mailingkampagnen. Vergleichsportale werden zwar zur Neukundengewinnung genutzt, liefern der Umfrage zufolge aber deutlich seltener langfristig profitable Kunden.
Die meisten Neuverträge kommen laut Asew derzeit über Online-Marketing, eigene Kampagnen, den Kundenservice und zunehmend über Haustürvertrieb zustande. Für die kommenden zwölf bis 24 Monate wollen viele Stadtwerke deshalb ihre Online-Marketing- und Kampagnenaktivitäten ausbauen. Auch das Haustürgeschäft und regionale Kooperationsmodelle sollen verstärkt werden.
Besondere Bedeutung misst die Asew der Rückgewinnung gekündigter Kunden bei. Die Erfolgschancen seien unmittelbar nach Eingang der Kündigung beziehungsweise noch innerhalb der Widerrufsfrist am größten. Entscheidend seien eine schnelle Reaktion, telefonischer oder persönlicher Kontakt sowie Preis- und Bonusangebote. Daraus leitet die Asew die Empfehlung ab, Kündigungen systematisch und möglichst unmittelbar vertrieblich zu bearbeiten.
Nach Auffassung der Arbeitsgemeinschaft reicht es nicht, einzelne Kanäle isoliert auszubauen. Erfolgversprechend sei vielmehr ein wertorientierter Multikanal-Vertrieb. Dazu gehörten zielgerichtete digitale Kampagnen zur Gewinnung von Interessenten, persönliche Kundenansprache, konsequentes Kündigungsmonitoring sowie verständliche und preislich konkurrenzfähige Produkte. Statt möglichst große Reichweiten zu erzeugen, sollten Stadtwerke Kundengruppen gezielt ansprechen und die Kosten der Vertriebswege stärker an der erwarteten Kundenprofitabilität ausrichten.
Die Umfrage zeigt zugleich, dass der Marktanteil vieler Stadtwerke rückläufig ist. Bei Grundversorgern liegt er je nach Unternehmensgröße im Durchschnitt zwischen 64 und 78 Prozent im Stromgeschäft und zwischen 62 und 75 Prozent bei Gas. Im Jahr 2025 sank der Anteil bei den meisten befragten Unternehmen um bis zu zwei Prozentpunkte.
Die aufbereiteten Ergebnisse der Umfrage stellt die ASEW ihren Mitgliedsunternehmen kostenlos über die ASEW-Webseite bereit. (fw)
Erneuerbaren-Erzeugung legt im 1. Halbjahr zu
Quelle: Shutterstock / lovelyday12
KRAFTWERKE. In Deutschland sind im ersten Halbjahr 2026 gut 4 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum erzeugt worden, so eine Auswertung des staatlichen Statistiker von Destatis.
Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien stieg im Vergleich zum ersten Halbjahr 2025 um knapp 7 Prozent auf 136 Milliarden Kilowattstunden, geht aus einer Mitteilung des Statistischen Bundesamtes (Destatis) hervor. Damit stammten gut 59 Prozent des inländisch produzierten Stroms aus erneuerbaren Quellen, nach genau 58 Prozent im Vorjahreszeitraum.
Die Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern erhöhte sich um knapp 2 Prozent auf 94 Milliarden Kilowattstunden. Ihr Anteil an der gesamten inländischen Stromproduktion sank dennoch auf knapp unter 41 Prozent, nach 42 Prozent im ersten Halbjahr 2025.
Windkraft blieb mit einem Plus von gut 12 Prozent auf 67,7 Milliarden kWh die wichtigste Stromquelle. Die Windstrommenge war nach Aussagen von Destatis eher durchschnittlich, das hohe Plus ergab sich durch den windarmen Vorjahreszeitraum. Ihr Anteil am inländisch erzeugten und eingespeisten Strom stieg von 27 auf gut 29 Prozent.
Kohle bleibt Nummer zwei
Trotz einem zeitgleichen Rückgang der Kohleverstromung um 0,5 Prozent auf gut 49 Milliarden kWh blieben Stein- und Braunkohle − zusammengenommen gut 21 Prozent (Vorjahreszeitraum: knapp 23 Prozent) − die zweitwichtigsten Energieträger in der inländischen Stromerzeugung.
Die Erdgasverstromung dagegen legte nominell und prozentual zu, und zwar um gut 6 Prozent auf 38 Milliarden kWh, wodurch sich ihr Anteil von 16,2 auf 16,5 Prozent leicht erhöhte. Sie hat nach wie vor Platz vier inne.
Rang Nummer drei geht an die Photovoltaik, die ebenfalls mehr Strom einspeiste: Die Solarstrommenge erhöhte sich um fast 4 Prozent auf 41 Milliarden kWh. Doch ihr Beitrag sank leicht unter die 18 Prozent, die die PV im ersten Halbjahr 2025 gehabt hatte.
In der Langzeitperspektive gegenüber dem Vorjahreszeitraum 2018 – dem ersten Jahr der Destatis-Erhebung – erzeugten grüne Kraftwerke gut ein Viertel mehr Strom und speisten ihn ins Netz ein. Zeitgleich ging die Strommenge aus konventionellen Kraftwerken, damals noch 175 Milliarden kWh, um fast die Hälfte zurück.
Importüberschuss ist gesunken
Die Stromimporte gingen um knapp 9 Prozent auf 35 Milliarden kWh zurück. Dagegen stieg die exportierte Strommenge um fast 15 Prozent auf 34 Milliarden kWh. Der Importüberschuss ging auf Jahresbasis von 8,3 auf 0,6 Milliarden kWh zurück. (geo)
Netzengpässe kosteten 2025 über 3 Milliarden Euro
Quelle: Jonas Rosenberger
STROMNETZ. Die Bundesregierung beziffert die Kosten des Netzengpassmanagements 2025 auf 3,08 Milliarden Euro. Vor allem Reservekraftwerke wurden teurer.
Die Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement in Deutschland sind 2025 auf rund 3,08 Milliarden Euro gestiegen. Das geht aus einer Antwort der Bundesregierung auf eine Kleine Anfrage der Fraktion Bündnis 90/Die Grünen hervor. Im Jahr 2024 lagen die Kosten demnach bei rund 2,95 Milliarden Euro.
Das Netzengpassmanagement umfasst Maßnahmen der Netzbetreiber, mit denen sie eine Überlastung des Stromnetzes und gefährliche Spannungsunterschiede verhindern oder beseitigen. Dazu zählen unter anderem Redispatch-Maßnahmen, der Einsatz von Reservekraftwerken sowie der finanzielle Ausgleich für Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen, wenn diese abgeregelt werden.
Den größten Kostenblock bildete in beiden Jahren der Redispatch mit konventionellen Kraftwerken. Dafür fielen 2024 rund 1,23 Milliarden Euro und 2025 rund 1,18 Milliarden Euro an. Die Kosten entstehen unter anderem, wenn Netzbetreiber erneuerbare Erzeugung in einer Region abregeln und zugleich in einer anderen konventionelle Kraftwerke einsetzen müssen, weil der Strom nicht transportiert werden kann.
Deutlich gestiegen sind dagegen die Vorhaltekosten für Reservekraftwerke. Sie erhöhten sich laut Bundesregierung von 696 Millionen Euro im Jahr 2024 auf 955 Millionen Euro im Jahr 2025. Auch die Abrufkosten dieser Kraftwerke nahmen zu: von 372 Millionen Euro auf 412 Millionen Euro.
Für den finanziellen Ausgleich an Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen veranschlagte die Bundesregierung 2024 rund 554 Millionen Euro. 2025 sank dieser Betrag auf 435 Millionen Euro. Die saldierten Kosten für Countertrading lagen mit 98 Millionen Euro im Jahr 2024 und 96 Millionen Euro im Jahr 2025 nahezu auf demselben Niveau. (sh)
Deutsche PPA-Preise setzen Aufwärtstrend im August fort
Quelle: E&M
PPA-PREISINDEX. Die Preiskorridore für marktübliche deutsche Power Purchase Agreements sind im August weiter angestiegen. Das ergibt der PPA-Preisindex von E&M und Enervis.
Für PPA auf neue Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit zehnjähriger Stromlieferung und einem Lieferstart im September 2026 lag der Preiskorridor im Mai zwischen 28 Euro/MWh und 40 Euro/MWh. Damit liegt das Preisniveau wiederum leicht über jenem des Vormonats. Der dazu korrespondierende Terminmarkt-Mischpreis im August für die betreffende PPA-Laufzeit lag bei circa 79 Euro/MWh.
Für PPA auf bestehende, über 20 Jahre alte, ausgeförderte Windenergieanlagen an Land (Ü20-Anlagen) mit zweijähriger Stromlieferung vom September an ermittelten die Analysten von Enervis eine realistische Schwankungsbreite im Mai von 61 Euro/MWh bis 84 Euro/MWh. Diese hängt neben dem Terminmarkt-Mischpreis von Standort, Anlagentyp und weiteren PPA-Parametern ab.
Die PPA-Preisrange liegt somit durch am kurzen Ende angestiegene Terminmarktpreise deutlich oberhalb des Niveaus des Vormonats Juli. Der Terminmarkt-Mischpreis, der die Referenz für diesen PPA-Preis darstellt, lag bei rund 108 Euro/MWh und stieg damit um knapp 5 Euro/MWh. (e&m)
 |
| Neue Photovoltaik-Großanlagen konnten in den vergangenen zwölf Monaten in zehnjährigen PPA diese Preis-Bandbreiten erzielen Quelle: Enervis Energy Advisors GmbH |
 |
| Über 20 Jahre alte Windräder an Land konnten in den vergangenen zwölf Monaten in zweijährigen PPA diese Preis-Bandbreiten erzielen - hat das Analysehaus Enervis für E&M ermittelt Quelle: Enervis Energy Advisors GmbH |
Die Methodik des PPA-Preisindex
Auf die Marktpreis-Bandbreiten von PPA kommen die Analysten von Enervis so: Sie nehmen vom ermittelten durchschnittlichen Preis der jeweils einschlägigen Terminmarkt-Lieferprodukte auf dem Graustrom-Terminmarkt der Börse EEX − dem Dreh- und Angelpunkt für die Bepreisung dieser langfristigen Direktlieferverträge − verschiedene Ab- und Zuschläge vor:
- für das technologie- und standortspezifische Einspeiseprofil
- sowie für energiewirtschaftliche Abwicklung und Risikoprämie
- Dann schlagen sie aktuelle Preis-Bandbreiten für Herkunftsnachweise (HKN) auf (Näheres zur Methodik sowie Nutzungshinweise). Denn Strom aus grünen PPA erhält in der Regel im Gegensatz zur geförderten Direktvermarktung HKN und darf auch als Ökostrom verkauft werden. (e&m)
Quelle: Fotolia / galaxy67
Eon sieht Milliardenpotenzial durch flexible Haushalte
STROM. Eon und die Forschungsstelle für Energiewirtschaft beziffern das deutsche Flexibilitätspotenzial beim Stromverbrauch auf 18,3 Milliarden kWh pro Jahr. Bis 2031 könne es sich verdoppeln.
Haushalte in Deutschland könnten ihren Stromverbrauch deutlich stärker zeitlich verschieben. Zu diesem Ergebnis kommt der neue Flexibilitäts-Check des Energieversorgers Eon, der gemeinsam mit der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) erstellt wurde. Die Studie beziffert das derzeit maximal verschiebbare Stromvolumen auf 18,3 Milliarden kWh pro Jahr. Daraus ergibt sich laut Eon ein Einsparpotenzial von bis zu 1,65 Milliarden Euro jährlich.
Das Potenzial entsteht vor allem durch den flexiblen Einsatz von Heimspeichern, Elektroautos und Wärmepumpen. Hinzu kämen Haushaltsgeräte wie Waschmaschinen, Trockner und Geschirrspüler, sagte Filip Thon, CEO von Eon Energie Deutschland. Die Studie wurde am 8. September vorgestellt. Voraussetzung sei allerdings das schnellere Ausrollen von Smart Metern, damit Verbrauch erfasst und gesteuert werden kann. „Smart Meter Light helfen dabei nicht“, sagte Thon.
Allein die bereits installierten Heimspeicher, E-Autos und Wärmepumpen könnten demnach rund 10 Milliarden kWh zeitlich verschieben. Eon beziffert das Einsparpotenzial dieser drei Anwendungen auf bis zu 762 Millionen Euro pro Jahr. Werden zusätzlich Haushaltsgeräte einbezogen, steige das Potenzial auf 1,65 Milliarden Euro.
„Werden die Stromverbräuche von E-Autos, Wärmepumpen oder Heimspeichern gezielt in günstige Zeiten gelegt, unterstützt dies die Energiewende und spart Geld“, sagte Thon. Das könne für einen Haushalt bis zu 400 Euro geringere Stromkosten bringen. Voraussetzung seien entsprechende Tarife. Dazu zählt Eon Tarife mit festen Flexibilitätsboni ebenso wie dynamische Stromtarife, bei denen sich der Arbeitspreis am Börsenstrompreis orientiert.
Mehr Speicher und E-Autos bis 2031
Für 2031 erwartet die Forschungsstelle einen weiteren Anstieg flexibler Verbraucher. Dann könnten rund doppelt so viele Heimspeicher, E-Autos und Wärmepumpen ein maximales Flexibilitätspotenzial von rund 34 Milliarden kWh bereitstellen. Damit würde sich die verschiebbare Energiemenge gegenüber dem heutigen Stand nahezu verdoppeln, prognostizierte Serafin von Roon, Managing Director der FfE.
 |
| So beziffert die Forschungsstelle für Energie (FfE) im Auftrag Eons das Lastverschiebungs-Potenzial im Privatsektor 2025, 2026 und 2031 - Für Vollbild auf die Grafik klicken Quelle: Eon |
Reduzierter CO2-Ausstoß
Die zeitliche Verschiebung des Verbrauchs kann laut Studie auch den Einsatz Erneuerbarer unterstützen. Günstige Stromzeiten fallen häufig mit einer hohen Wind- und Solarstrom-Einspeisung zusammen. Werden flexible Verbraucher und Speicher entsprechend gesteuert, lässt sich dadurch Strom aus anderen fossilen Erzeugungsarten ersetzen.
Die FfE und Eon kommen zu dem Ergebnis, dass sich durch eine flexible Nutzung von Haushaltsgeräten, Wärmepumpen und Heimspeichern sowie durch flexibles Laden von Elektroautos mehr als eine 1 Million Tonnen CO2 pro Jahr vermeiden ließen. Das entspricht laut Studie ungefähr den jährlichen Emissionen von 500.000 Verbrenner-Fahrzeugen.
Auch die Verbraucher zeigen laut der begleitenden repräsentativen Umfrage Interesse an Flexibilitäten: 46 Prozent der Befragten geben an, bereits über dynamische Tarife oder Tarife mit Flexibilitätsboni informiert zu sein. 68 Prozent können sich vorstellen, bestimmte Stromverbräuche in günstigere Tageszeiten zu verlegen, wenn sie davon finanziell profitieren.
Bei der Wahl zwischen den beiden Tarifmodellen bevorzugen mehr als dreimal so viele Befragte einen Tarif mit Flexibilitätsbonus - wie ihn Eon hat - wie einen dynamischen Tarif mit schwankenden Arbeitspreisen. Die Geräte ließen sich dabei automatisiert im Hintergrund steuern. Verbraucher könnten weiterhin selbst in die Steuerung eingreifen.
Eon sieht neben den technischen Möglichkeiten Handlungsbedarf beim regulatorischen Rahmen. CEO Thon fordert unter anderem einfachere Regeln für die Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (Netzagentur-Festlegung MiSpeL) sowie stärkere Anreize für netzdienliches Verhalten. Zudem sollten zwischengespeicherte Strommengen nicht mehrfach mit Netzentgelten, Steuern, Abgaben und Umlagen belastet werden.
Beim bidirektionalen Laden hält Thon außerdem ein freier Zugang zu den relevanten Fahrzeugdaten für Heimenergiemanagementsystemeund Energiedienstleister für erforderlich. Aus Eon-Sicht können mehr private Flexibilitäten auch die Kosten des Energiesystems senken.
Flexibilität brauche klare Preissignale, ohne neue Komplexität, damit Verbraucher und Unternehmen ihren Stromverbrauch anpassen können, so das Fazit der Studie. Das könne über statisch-zeitvariable Netzentgelte mit klaren Zeitfenstern schon heute erfolgen.
Der Eon-Flexibilitäts-Check steht als PDF zum Download bereit. (sh)
Shell nimmt elektrischen Industrieheizer in Betrieb
Quelle: Pixabay / Malte Reimold
KLIMASCHUTZ. Shell, Schneider Electric und Axens haben in der Raffinerie Rheinland einen elektrischen Industrieheizer installiert, um Prozesswärme ohne direkte CO2- und NOX-Emissionen zu erzeugen.
Der britische Energie- und Chemiekonzern Shell hat gemeinsam mit Schneider Electric und Axens einen elektrischen Rohrerhitzer im Industriemaßstab in Betrieb genommen. Beide Partner stammen aus Frankreich und sind Anbieter für Energiemanagement und Automatisierung sowie für Verfahrenstechnik für die Energie- und Chemieindustrie.
Die Anlage gehört zum „R3-Basisölprojekt“ im Shell Energy and Chemicals Park Rheinland in Wesseling und Köln-Godorf. Nach Angaben der drei Unternehmen handelt es sich europaweit um die erste Anlage dieser Art im industriellen Maßstab. Der elektrische Heizer soll einen herkömmlichen, mit Brennstoff befeuerten Erhitzer ersetzen. Damit entfallen im Betrieb die direkten CO2- und Stickoxid-Emissionen aus der Feuerung. Die tatsächliche CO2-Bilanz der elektrischen Beheizung hängt dabei vom eingesetzten Strommix ab.
Das R3-Basisölprojekt ist Teil der Neuausrichtung des Shell-Standorts Rheinland. Shell will damit unter anderem den CO2-Fußabdruck der Raffinerie verringern. Der elektrische Rohrerhitzer beheizt Prozessströme für die Basisöldestillation und muss dabei die Anforderungen des bestehenden Raffinerieprozesses erfüllen.
Beiträge der Partner
Die Technologie für den elektrischen Heizer stammt von Axens beziehungsweise dessen Tochtergesellschaft Heurtey Petro Solutions. Der sogenannte Electric Tubular Radiant Heater nutzt elektrische Energie anstelle einer konventionellen Feuerung. Schneider Electric integrierte die elektrische Energieversorgung und die Steuerungstechnik in die Anlage.
Dafür lieferte Schneider Electric eine vorgefertigte, modulare Energielösung. Sie umfasst Schaltanlagen für die Stromverteilung, Transformatoren und ein System zur Leistungsregelung. Dieses kommuniziert mit dem Prozessleitsystem von Axens. Die Komponenten wurden laut den Unternehmen in die bestehende Infrastruktur des Shell-Standorts eingebunden.
Die Kombination aus elektrischer Energieversorgung und Verfahrenstechnik soll eine schnelle Regelung der Heizleistung und eine präzise Steuerung der Temperaturen ermöglichen. Zudem berücksichtigt die Lösung Anforderungen an Netzqualität, Betriebssicherheit und Anlagendesign.
Beitrag zur Industriedekarbonisierung
„Dieses Projekt zeigt, wie eine enge Zusammenarbeit entlang der Wertschöpfungskette die Transformation bestehender Industrieanlagen unterstützen kann“, sagte Marijn Bezuijen, Senior Project Manager bei Shell Rheinland. Die Kooperation mit Schneider Electric und Axens unterstütze die Einführung von Elektrifizierungslösungen, mit denen Shell die direkten betrieblichen CO₂-Emissionen aus der Prozesswärmeerzeugung senken wolle.
Axens-CEO Quentin Debuisschert verwies auf die Verbindung von Verfahrenstechnik und elektrischen Systemen. Die Kombination der elektrischen Erhitzertechnologie von Axens mit den Energie- und Steuerungslösungen von Schneider Electric ermögliche eine integrierte Lösung von der elektrischen Energieversorgung bis zum Prozess.
Devan Pillay, President Heavy Industries bei Schneider Electric, sieht in dem Projekt ein Beispiel für die Elektrifizierung energieintensiver Industrieprozesse. Die Verbindung der Verfahrenstechnik von Axens mit Energieversorgung und Automatisierung von Schneider Electric zeige, dass elektrische Lösungen auch in bestehenden Raffinerieprozessen eingesetzt werden können (sh)
Zahl der Energieeffizienz-Netzwerke klettert auf 500 bundesweit
Quelle: Pixabay / Mohamed Hassan
EFFIZIENZ. 29 Unternehmen in den Landkreisen Ebersberg und München vernetzen sich für mehr Klimaschutz und Energieeffizienz. Ihr Bündnis ist das inzwischen 500. Netzwerk bundesweit.
Auch in der Region um die bayerische Landeshauptstadt versprechen Unternehmen sich etwas davon, ihre Kräfte und ihr Knowhow für mehr Energieeffizienz und Klimaschutz zu bündeln. Mit dem Beitritt zum „Klimabündnis Ebersberg-München” haben 29 kleine und mittlere Unternehmen sich das Versprechen gegeben, im Austausch zu Fortschritten im Energiesektor zu kommen.
Zugleich hievt das Klimabündnis in den beiden Landkreisen Ebersberg und München die Initiative Energieeffizienz- und Klimaschutz-Netzwerke (IEEKN) auf ein neues Level. Die IEEKN kommt durch die nun erfolgte Anmeldung des Klimabündnis’ auf insgesamt 500 Netzwerke bundesweit. Stefan Rouenhoff, Parlamentarischer Staatssekretär bei der Bundesministerin für Wirtschaft und Energie, lobt die Netzwerkinitiative laut einer Mitteilung als „erprobtes Instrument der Energiewende“.
Die Firmen aus Ebersberg und München arbeiten nach eigenen Angaben auf das Ziel hin, durch die gemeinsamen Anstrengungen insgesamt 5,1 Millionen kWh Endenergie und 1.500 Tonnen CO₂-Äquivalente jährlich einzusparen. Sie setzen dabei auf die Unterstützung der Energieagentur Ebersberg-München. Zu den möglichen Vorhaben zählen Sanierungsmaßnahmen an Gebäudehüllen, der Einsatz von LED-Beleuchtung und Wärmepumpen.
Wie die IEEKN weiter mitteilt, sind mit dem 500 Netzwerk nunmehr 4.000 Unternehmen in Klimaschutzfragen miteinander verbunden. Gerade die ökonomischen Auswirkungen des Austausches in ökologischen und Effizienz-Fragen ist demnach nicht zu unterschätzen. Hohe Energiepreise und die angespannte Wirtschaftslage machen Einsparungen doppelt lohnenswert. Die Initiative spricht von aktuell 3,36 Millionen kWh und 1.020 Tonnen weniger CO2, auf die ein teilnehmendes Unternehmen im Schnitt pro Jahr komme.
Lob für das Engagement der Betriebe
Ressourcenschutz und Wirtschaftswachstum seien zwei Seiten derselben Medaille, sagt Rita Schwarzelühr-Sutter, Parlamentarische Staatsekretärin beim Bundesumweltminister, laut der Mitteilung. „Unternehmen, die auf effiziente, klimafreundliche Technologien setzen, werden auch in Zukunft erfolgreich sein.“
Lob für das Engagement der Betriebe in den Netzwerken kommt ferner vom Vize-Hauptgeschäftsführer beim Bundesverband der Deutschen Industrie, Holger Lösch. Das gemeinsame Engagement und die Entscheidungsfreiheit der einzelnen Unternehmen, welche Ziele sie mit welchen Mitteln erreichen wollen, „motiviert, steigert das Know-how bei den Beteiligten und führt zu beeindruckenden Innovationen, Investitionen und einer deutlichen Senkung der Energiekosten“.
Die Netzwerke-Initiative – getragen von 20 Verbänden und Organisationen der Wirtschaft, der Bundesregierung und Projektpartnern – schaut auf eine inzwischen zwölfjährige Geschichte zurück. Nach der ersten Phase, die sich auf Energieeffizienz-Netzwerke konzentrierte, kamen 2021 mit der zweiten Phase die Themen Klimaschutz, Energiewende und Nachhaltigkeit hinzu. Die Initiative will ihre Arbeit in einer dritten Phase bis 2030 fortführen und bereitet dazu eine Vereinbarung vor.
Ein Monitoring-Bericht listet die Erfolge der bisherigen Netzwerke auf. In der ersten Phase bis Ende 2020 gab es jährliche Einsparungen von 7,3 Milliarden kWh Endenergie und 2,6 Millionen Tonnen CO2-Äquivalenten. Die bis Ende 2025 abgeschlossenen Netzwerke der zweiten Phase kommen auf jährlich eingesparte 2,8 Milliarden kWh Endenergie und 842.000 Tonnen CO2-Äquivalente. (vs)
Thüga Smartservice bringt KI-Plattform für Stadtwerke auf den Markt
Quelle: Pixabay / Pete Linforth
IT. Mit „SKIP“ bietet Thüga Smartservice eine KI-Plattform speziell für Stadtwerke und Energieversorger an. KI-Agenten sollen dabei auch Aufgaben in bestehenden IT-Systemen übernehmen.
Die Thüga Smartservice GmbH bringt eine eigene Plattform für Künstliche Intelligenz in der Energiewirtschaft auf den Markt. „SKIP“ steht für Smartservice KI-Plattform und richtet sich insbesondere an Stadtwerke und Energieversorger. Entwicklungspartner ist das Münchner Unternehmen Knowway GmbH, heißt es in einer Mitteilung.
Bei Skip handelt es sich nach Angaben von Smartservice um eine sogenannte agentische KI. Anders als bei einem reinen KI-Chat sollen spezialisierte Agenten nicht nur Informationen bereitstellen, sondern auch konkrete Aufgaben übernehmen. Dafür verbindet die Plattform Unternehmenswissen, KI-Agenten und bestehende Geschäftsanwendungen.
Smartservice unterscheidet verschiedene Einsatzmöglichkeiten. Wissensagenten erschließen Unternehmens- und Branchenwissen aus unterschiedlichen Fachbereichen. Die Ergebnisse sollen qualitätsgesichert und mit Quellenangaben ausgegeben werden. Prozessagenten unterstützen dagegen bei Aufgaben rund um Dokumente, Verträge, Angebote und Anträge. Als Beispiel nennt Smartservice die Prüfung eines eingehenden Angebots gegen einen Rahmenvertrag. Der Agent soll Abweichungen erkennen und direkt anzeigen können.
Noch einen Schritt weiter gehen Prozessagenten mit Zugriff auf bestehende IT-Systeme. Verfügt der jeweilige Nutzer über die erforderlichen Berechtigungen, können sie Prozessschritte direkt in vorhandenen Geschäftsanwendungen ausführen. Auf der Produktseite nennt Smartservice dafür unter anderem Anwendungen wie SAP oder „kVASy“ der SIV AG. Denkbare Aufgaben sind beispielsweise das Anlegen eines Support-Tickets oder das Erstellen einer Bestellanforderung.
Betrieb in deutschen Rechenzentren
Ein Schwerpunkt von Skip liegt nach Angaben von Smartservice auf der Datensouveränität. Die Plattform werde vollständig in deutschen Rechenzentren betrieben. Unternehmensdaten, Wissen und KI-Agenten sollen damit unter der Kontrolle des jeweiligen Versorgers bleiben. Zudem können die eingesetzten KI-Modelle flexibel gewählt werden. Die Unternehmen sollen dadurch nicht an das Ökosystem eines einzelnen Technologieanbieters gebunden sein.
Auf der Produktseite nennt Smartservice weitere Sicherheitsfunktionen. Dazu gehören eine zentrale Anmeldung, rollenbasierte Berechtigungen, eine Mandantentrennung sowie die Protokollierung von Aktivitäten. Berücksichtigt würden dabei die Datenschutz-Grundverordnung (DSGVO) und der europäische AI Act. Neben den KI-Agenten umfasst Skip einen KI-Chat sowie eine Web-Recherche. Bei der Recherche sollen verwendete Internetquellen gekennzeichnet werden.
Mit der Plattform will Smartservice zudem vermeiden, dass in einzelnen Fachbereichen voneinander getrennte KI-Anwendungen entstehen. Stattdessen sollen Wissen, Agenten und vorhandene Geschäftssysteme auf einer gemeinsamen Grundlage zusammengeführt werden. Neue Agenten und weitere Schnittstellen können auf bestehenden Komponenten aufbauen. Skip ist deshalb auf eine fortlaufende Erweiterung ausgelegt.
„Wir haben mit der Lösung eine klare Vision. Es soll das Zuhause der KI-Mitarbeiter der Energieversorger werden. Hier werden nicht nur die Branchenbedürfnisse gebündelt, sondern gemeinsam mit unseren Kunden auch ständig weiterentwickelt“, sagt Christoph Mayer, der bei Smartservice für das Thema AI-Solutions verantwortlich ist. (sag)
Ein Solarpark von Enerparc auf einem früheren Militärgelände in Eggebek. Quelle: Enerparc
Enerparcs Insolvenzantrag nächster Schlag für die Solarbranche
WIRTSCHAFT. Nächster Schlag für die deutsche Solarbranche: Bei Enerparc ist ein vorläufiger Insolvenzverwalter eingesetzt. Die Vermarktungstochter Sunnic Lighthouse sieht sich nicht betroffen.
Diese Nachricht passt so gar nicht in die bisherige Erzählung: Die Enerparc AG ist wirtschaftlich angeschlagen. Der Solarpark-Entwickler aus Hamburg hat den Antrag auf Eröffnung eines Insolvenzverfahrens gestellt. Der vorläufige Insolvenzverwalter ist bereits bestellt und hat am 7. September offiziell seine Aufgabe angetreten.
Mit Stefan Denkhaus, Partner in der Wirtschaftskanzlei BRL, kümmert sich nun ein namhafter Vertreter der Branche um die Belange des Unternehmens. Denkhaus war in jüngerer Vergangenheit auch als Insolvenzverwalter der Kaufhauskette Galeria aktiv, was mit einer Sicherung etlicher Standorte und Arbeitsplätze einherging.
Bei der Enerparc AG gehe es laut Stefan Denkhaus zunächst darum, das Unternehmen zu stabilisieren. So lässt er sich in einer gemeinsamen Mitteilung von Enerparc und der Kanzlei BRL zitieren.
Zu weiteren Auskünften sah Denkhaus sich auf Anfrage dieser Redaktion am 8. September und damit 24 Stunden nach Amtsübernahme noch nicht in der Lage. Das teilte eine eingeschaltete PR-Agentur in seinem Namen mit. Damit blieben auch Fragen zum Grund für den Insolvenzantrag unbeantwortet.
Zunächst hat ausschließlich die AG einen Antrag auf Insolvenz gestellt. Die Mitteilung spricht davon, dass auch Insolvenzanträge von „Schwestergesellschaften“ möglich seien. Für eine endgültige Einschätzung sei es allerdings noch zu früh.
Vermarktungstochter stabil und „finanziell abgesichert“
Im Zuge der Entwicklung meldete sich am 8. September die Sunnic Lighthouse GmbH zu Wort. Dabei handelt es sich um die Stromvermarktungstochter von Enerparc, die auch mit Energie aus Windparks anderer Unternehmen Handel treibt. Geschäftsführer Arved von Harpe betont, dass die operativen Geschäfte stabil liefen und das Unternehmen „finanziell abgesichert“ sei.
Als „eigenständiges und wirtschaftlich erfolgreiches Unternehmen“ setze Sunnic Lighthouse seine Geschäftstätigkeit „in allen Bereichen fort – von der Direktvermarktung über die Stromversorgung bis zum Energiehandel“. Die Lieferung von Strom an die Kunden erfolge zuverlässig. Das Geschäftsjahr sei erfolgreich und Sunnic Lighthouse erwirtschafte einen positiven Cashflow.
Die Solarparks der Enerparc AG erzeugten und lieferten weiterhin Strom, heißt es von Arved von Harpe weiter. Auch Stefan Denkhaus’ Aussagen lassen aktuell daran keinen Zweifel. Der Betrieb der mehr als 500 Solarparks „wird fortgeführt“, schreibt er.
Enerparc kommt auf eine installierte Leistung von etwa 5.500 MW, 3.800 MW seien davon am Netz. Damit gilt das Unternehmen als einer der größten unabhängigen Solarpark-Eigentümer Europas.
Die zuletzt veröffentlichten Nachrichten aus dem Hause Enerparc ließen nicht unbedingt auf Probleme schließen. Im Gegenteil sicherten die Hamburger sich ein ums andere Mal Finanzierungspakete namhafter Investoren. Erst im März des laufenden Jahres hatte das Unternehmen bekanntgegeben, über neues Fremdkapital von bis zu einer Milliarde Euro für weitere Projekte zu verfügen.
Diese Summe speiste sich aus Zusagen von einem Konsortium aus drei globalen Vermögensverwaltern (EIG, Schroders Capital und Eiffel Investment Group) über 500 Millionen Euro. Von der Landesbank Baden-Württemberg (LBBW) kommen mindestens 425 Millionen Euro. Damit stelle Enerparc „die weitere angestrebte Expansion sicher“, hieß es damals. Der Zubau soll Solarparks ebenso betreffen wie das wachsende Segment der Batteriespeicher. 2025 hatte der Investor Sicore Real Assets 100 Millionen Euro Mischkapital für den Bau von etwa 30 Solarparks zur Verfügung gestellt. (vs)
Next Kraftwerke vermarktet 173-MW-Solarpark über PPA
Quelle: Next Kraftwerke
PHOTOVOLTAIK. Next Kraftwerke übernimmt die Vermarktung eines Großteils des Solarstroms aus einer riesigen PV-Anlage. Damit soll auch ein 100-MW-Elektrolyseur versorgt werden.
Next Kraftwerke vermarktet seit September 173 MW Solarleistung aus dem Sonnenpark Halenbeck-Rohlsdorf in Brandenburg am Day-Ahead-Markt, teilte das Unternehmen mit. Das entspricht rund 75 Prozent der installierten Gesamtleistung des Solarparks. Grundlage ist ein Stromabnahmevertrag (Power Purchase Agreement, PPA) mit einer Laufzeit von zehn Jahren zwischen Shell Energy und den Betreibergesellschaften des Solarparks.
Ein Teil des Solarstroms ist künftig für die Wasserstoffproduktion vorgesehen. Ab Januar kommenden Jahres soll der Strom für das Projekt „REFHYNE 2“ im Chemical Park Rheinland in Köln-Wesseling bereitgestellt werden. Dort ist der Betrieb eines Elektrolyseurs mit einer Leistung von 100 MW vorgesehen. Der damit erzeugte grüne Wasserstoff soll in industriellen Anwendungen zum Einsatz kommen.
Der Sonnenpark Halenbeck-Rohlsdorf verfügt über eine installierte Leistung von insgesamt 229 MW und erstreckt sich über rund 200 Hektar. Nach Angaben von Next Kraftwerke zählt er damit zu den größeren Photovoltaikprojekten in Deutschland. Die Anlage wird weitgehend ohne Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) betrieben. Die wirtschaftliche Grundlage bilden unter anderem langfristige Stromabnahmeverträge und die Vermarktung am Strommarkt.
Die übrigen rund 25 Prozent der Stromerzeugung vermarkten die Betreiber außerhalb des PPA. Zudem können Einwohner der Gemeinde nach Angaben der Projektgesellschaft über einen speziellen Stromtarif Strom aus der lokalen Erzeugung beziehen.
Bei der Vermarktung berücksichtigt Next Kraftwerke neben den Strompreisen auch Netzrestriktionen und negative Preise. Die Steuerung des Solarparks erfolgt dabei in Abstimmung mit dem Verteilnetzbetreiber Edis. Dadurch soll die Erzeugung bei Netzengpässen oder entsprechenden Marktsignalen angepasst werden können. Das betrifft insbesondere Zeiten mit hoher Solarstromeinspeisung und negativen Börsenstrompreisen.
Next Kraftwerke betreibt ein Virtuelles Kraftwerk, in dem nach Unternehmensangaben mehr als 15.000 dezentrale Stromerzeuger und Stromverbraucher vernetzt sind. Ihre gemeinsame Erzeugungsleistung liegt bei mehr als 12.000 MW. Das Kölner Unternehmen gehört seit 2021 zur Shell-Gruppe. (sag)
Stadtwerke Rheine suchen Nummer zwei für Doppelspitze
Ein Platz neben Geschäftsführerin Dorothee Heckhuis ist zu haben. Quelle: Stadtwerke Rheine
PERSONALIE. Die Stadtwerke Rheine bauen ihre Führungsstruktur um. Es gibt künftig eine gemeinsame Doppelspitze für den Versorger und die Energietochter EWR. Eine Position ist noch zu vergeben.
Dorothee Heckhuis ist die starke Frau bei den Stadtwerken Rheine. Seit Anfang August ist die Geschäftsführerin der Stadtwerke Rheine GmbH auch zur Chefin der Energie- und Wasserversorgung Rheine GmbH (EWR) aufgestiegen. Das kommunale Unternehmen aus dem Münsterland sucht nun für beide Gesellschaften eine zweite Führungskraft neben Heckhuis.
Wie die Stadtwerke auf Anfrage dieser Redaktion mitteilen, bleibt der bisherige Allein-Geschäftsführer der EWR, Dieter Woltring, noch bis Ende des laufenden Jahres in seiner angestammten Position und damit Co-Chef neben Heckhuis. Dann macht er diesen Platz frei und bleibt der Unternehmensgruppe laut Mitteilung als Prokurist und Technischer Leiter erhalten. Dies sichere Woltrings technisches Know-how und seine Erfahrung für das Unternehmen, so Stadtwerke-Aufsichtsratsvorsitzender Stefan Gude.
Den Wechsel zur Doppelspitze bei Stadtwerken und EWR begründet das Unternehmen mit der zunehmenden Komplexität der Aufgaben in den Bereichen Energiewende, Energie- und Wasserversorgung sowie in neuen Geschäftsfeldern. Dafür sei eine „leistungsfähige und zukunftsorientierte Führungsstruktur“ erforderlich, so Gude. Die Erweiterung der Geschäftsführung solle unterschiedliche Kompetenzen bündeln.
Die Zeit einer Co-Geschäftsführung an der Ems ist noch nicht so lange vorbei. Bis zum vorzeitigen Abschied von Dennis Schenk Anfang 2022 verfügten Stadtwerke und EWR über zwei Menschen je Geschäftsführung. Schenk war damals die einzige Führungskraft in Doppelfunktion, er arbeitete mit Heckhuis an der Stadtwerke-Spitze und an der Seite von Woltring bei der EWR.
Der Rückkehr zur Doppelspitze seien intensive Beratungen im Aufsichtsrat vorausgegangen, heißt es aus Rheine. Im Ergebnis soll der zu findenden Führungskraft die Verantwortung für kaufmännische und vertriebliche Aufgaben zukommen. Diese Qualifikationen sollen zur strategischen Weiterentwicklung der Stadtwerke und der EWR führen. Die Stärkung von Dorothee Heckhuis’ Position sorge für Kontinuität in der Führung, heißt es in der Mitteilung weiter. Sie ist seit 2020 Geschäftsführerin der Stadtwerke.
Die Westfalen wollen in Kürze eine Personalberatung mit dem Auswahlprozess beauftragen. Noch ist die Stellenanzeige nicht geschaltet. Aufsichtsratschef Gude will mit dem künftigen Spitzenpersonal die Stadtwerke als „starkes, wirtschaftlich erfolgreiches und leistungsfähiges Unternehmen“ erhalten. (vs)
Neue Leiterin Personal bei Thermondo
Jessica Kafka. Quelle: Thermondo
PERSONALIE. Jessica Kafka ist seit September als Vice President People für die Personalorganisation des Heizungsbauers Thermondo verantwortlich.
Der Berliner Heizungs- und Energiedienstleister Thermondo hat Jessica Kafka zum Vice President People berufen. Sie hat die Position zum 1. September übernommen und verantwortet die rund 30-köpfige Personalorganisation. Kafka berichtet direkt an Thermondo-CEO Felix Plog, heißt es in einer Mitteilung. Thermondo beschäftigt nach eigenen Angaben mehr als 1.200 Mitarbeitende.
Kafka folgt auf Marie Friedrich, die Thermondo laut ihrem Linkedin-Profil Ende Januar verlassen hat. Friedrich war erst zum 1. Juli 2025 als Chief People Officer (CPO) zu Thermondo gekommen. Sie verantwortete den gesamten People-Bereich einschließlich HR, Talent Acquisition, Learning & Development und Office Management.
Die neue Personalchefin verfügt nach Angaben von Thermondo über mehr als 15 Jahre Führungserfahrung im Personalbereich. Vor ihrem Wechsel war Kafka knapp vier Jahre beim Lebensmittelversender „HelloFresh“ tätig, zuletzt als Global Director Learning & Development. Zuvor arbeitete sie unter anderem für Zalando, Puma und Hugo Boss.
Wie Thermondo weiter mitteilt, wurden bereits im Mai zwei weitere Positionen im erweiterten Management neu besetzt. Richard von Oldershausen wurde zum Vice President Installation befördert. Er verantwortet die Wärmepumpeninstallation mit mehr als 600 festangestellten Handwerkern sowie das externe Partnernetzwerk für Elektrotechnik und Sanitär-, Heizungs- und Klimatechnik.
Ebenfalls seit Mai ist Hannes Beer Vice President Quality & Safety. Er verantwortet Installationsstandards, Qualität und Sicherheit sowie die fachliche Führung des Elektrogewerks. (sag)
Anzahl der öffentlichen Ladestationen weltweit und Prognose
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.
 |
| Für Vollbild auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Bis zum Jahr 2030 soll es laut der Internationalen Energieagentur (IEA) weltweit rund 15,3 Millionen Ladestationen für E-Autos geben. Im Jahr 2025 gab es schätzungsweise rund 7 Millionen Ladestationen. In Deutschland gab es Anfang 2026 rund 200.300 Ladepunkte für Elektroautos.
DIE E&M DAILY ALS PDF LESEN
MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Strom-Termin geht in Richtung Dreijahreshoch
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Überwiegend fester haben sich die Energiemärkte am Dienstag präsentiert. Preistreibend wirken sich unter anderem die jüngsten Gefechte zwischen Iran und den USA aus. Angespannter noch als am Ölmarkt ist die Situation bei Erdgas. Durch die niedrigen Gasspeicher-Füllstände in Europa wird auch die LNG-Nachfrage hierzulande hoch bleiben, wodurch sich der Wettbewerb verstärken und sich die Preise weiter erhöhen könnten.
Strom: Ganz überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt. Der Day-ahead verlor allerdings bis gegen 14 Uhr 3,25 auf 143,50 Euro je Megawattstunde im Base. Für den Peak wurde dagegen ein Plus von 17,50 auf 123,25 Euro gesehen. An der Börse wurde die Grundlast mit 143,15 Euro und die Spitzenlast mit 123,00 Euro ermittelt.
Ursächlich für den Preisrückgang im Base ist die etwas höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung, die für den Mittwoch prognostiziert wird. Am Mittwoch soll die Einspeiseleistung der Erneuerbaren laut den Meteorologen von Eurowind mit 29,4 Gigawatt im Base etwas höher ausfallen als am Dienstag (28,2 Gigawatt).
Bei der Betrachtung des Peaks ergibt sich indessen ein umgekehrtes Bild. Die Erneuerbaren-Beiträge dürften von 42,6 Gigawatt auf 41,3 Gigawatt zurückgehen, was sich in dem höheren Preis für die Spitzenlast manifestiert. Für die Tage nach Mittwoch ist mit deutlich geringeren Einspeisemengen von Wind und Solar zu rechnen.
Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr um 1,98 auf 125,23 Euro je Megawattstunde hinzu, das sich damit in der Nähe seines Dreijahreshochs bewegt.
CO2: Die CO2-Preise haben am Berichtstag etwas zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.16 Uhr 0,37 auf 85,11 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 86,00 Euro, das Tief bei 84,66 Euro. Die Analysten von Redshaw Advisors bewerten die Situation am CO2-Markt als neutral bis bullish.
Sollte der Widerstand bei 85,36 Euro genommen werden, wäre der Weg frei bis zum Juli-Hoch von 86,91 Euro.
Risiken für den CO2-Markt könnten dagegen laut Vertis von der EZB-Sitzung am Donnerstag und von der Veröffentlichung des US-Verbraucherpreisindex am Freitag ausgehen. Experten halten eine Zinserhöhung durch die EZB für so gut wie sicher, was sich dämpfend auf die wirtschaftliche Aktivität der Eurozone und damit auch auf die Nachfrage nach CO2-Zertifikaten auswirken dürfte.
Erdgas: Mit deutlichem Plus haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF bis gegen 13 Uhr 1,49 auf 74,90 Euro je Megawattstunde.
Mit den jüngsten Seegefechten rückt die US-Marine zum ersten Mal seit Beginn des Krieges gegen den Iran Ende Februar ins Zentrum des Konflikts. Zudem will Teheran bald eine neue Schiffsroute durch die Straße von Hormus veröffentlichen, die mit dem südlichen Nachbarn Oman vereinbart worden sei.
Unterdessen belaufen sich die Füllstände der deutschen Gasspeicher nur auf gut 54 Prozent. Der Gasflow aus Norwegen liegt für den Berichtstag wartungsbedingt bei moderaten 294,5 Millionen Kubikmetern. (cdg)
ENERGIEDATEN:
E&M STELLENANZEIGEN
IHRE E&M REDAKTION:
Stefan Sagmeister (Chefredakteur, CVD print, Büro Herrsching)
Schwerpunkte: Energiehandel, Finanzierung, Consulting
Schwerpunkte: Energiehandel, Finanzierung, Consulting
Korrespondent Brüssel: Tom Weingärnter
Korrespondent Wien: Klaus Fischer
Korrespondent Zürich: Marc Gusewski
Korrespondenten-Kontakt: Kerstin Bergen
Korrespondent Wien: Klaus Fischer
Korrespondent Zürich: Marc Gusewski
Korrespondenten-Kontakt: Kerstin Bergen
Darüber hinaus unterstützt eine Reihe von freien Journalisten die E&M Redaktion.
Vielen Dank dafür!
Zudem nutzen wir Material der Deutschen Presseagentur und Daten von MBI Infosource.
Vielen Dank dafür!
Zudem nutzen wir Material der Deutschen Presseagentur und Daten von MBI Infosource.
IMPRESSUM
Energie & Management Verlagsgesellschaft mbH
Mühlfelder Str. 18 a - D-82211 Herrsching
Tel. +49 (0) 81 52/93 11 0 - Fax +49 (0) 81 52/93 11 22
info@emvg.de - www.energie-und-management.de
Geschäftsführer: Martin Brückner
Registergericht: Amtsgericht München
Registernummer: HRB 105 345
Steuer-Nr.: 117 125 51226
Umsatzsteuer-ID-Nr.: DE 162 448 530
Wichtiger Hinweis: Bitte haben Sie Verständnis dafür, dass die elektronisch zugesandte E&M daily nur von der/den Person/en gelesen und genutzt werden darf, die im powernews-Abonnementvertrag genannt ist/sind, bzw. ein Probeabonnement von E&M powernews hat/haben. Die Publikation - elektronisch oder gedruckt - ganz oder teilweise weiterzuleiten, zu verbreiten, Dritten zugänglich zu machen, zu vervielfältigen, zu bearbeiten oder zu übersetzen oder in irgendeiner Form zu publizieren, ist nur mit vorheriger schriftlicher Genehmigung durch die Energie & Management GmbH zulässig. Zuwiderhandlungen werden rechtlich verfolgt.
© 2026 by Energie & Management GmbH. Alle Rechte vorbehalten.
Gerne bieten wir Ihnen bei einem Nutzungs-Interesse mehrerer Personen attraktive Unternehmens-Pakete an!
Folgen Sie E&M auf:
