26. September 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
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Inhalt
POLITIK & RECHT
STUDIEN: Dynamische Netzentgelte bremsen Batterien
POLITIK: Bundesrat billigt Tankrabatt und E-Scooter-Haftung
WASSERSTOFF: Hamburg startet Wasserstoff-Förderprogramm
BAYERN: Söder fordert Reform der Energiesteuern
HANDEL & MARKT
WINDKRAFT OFFSHORE: Skyborn schließt PPA für Nordergründe
PROGNOSE: Fossile haben 2050 immer noch fast 70 Prozent Anteil
VERTRIEB: Strom-Neukundenpreise steigen um 28 Prozent
TECHNIK
IT: KI soll Wärmeplanung verständlicher machen
WIRTSCHAFT: Schneider Electric plant Übernahme von Smart-Home-Anbieter
F&E: Oberösterreich erhält Labor für Flüssigwasserstoff
STATISTIK DES TAGES: Fördermenge von Kohle in Afrika
UNTERNEHMEN
IN EIGENER SACHE: E&M-Energiemanager-Konferenz: Wärmewende im Fokus
KÄLTETECHNIK: Fernkälteboom in Wien
BILANZ: Verbio schafft Ergebniswende
PERSONALIE: Finanzvorstand der Gasag bestätigt
TOP-THEMA
Trianel-Windparkbeteiligung in Nordsee belastet Stadtwerke-Bilanz
Quelle: Shutterstock
WIRTSCHAFT.
Die Stadtwerke Dachau verbuchen 2025 ein deutlich geringeres Ergebnis als im Vorjahr. Die Beteiligung an Borkum II schlägt mit fast einer Million Euro negativ durch.
Gewinnrückgang im oberbayerischen Dachau: Das kommunale Versorgungsunternehmen der Stadt im Nordwesten Münchens bilanziert für 2025 einen Überschuss von rund 800.000 Euro. Im Jahr davor stand ein Ergebnis von 4,6 Millionen Euro zu Buche. Ein Großteil des Rückgangs geht auf das Konto der Stromsparte. Der Gewinn im Stromgeschäft ist im vergangenen Geschäftsjahr mit 3,7 Millionen Euro nur knapp halb so hoch wie im Vorjahr (7,5 Millionen Euro). Ein wesentlicher Grund dafür findet sich in der Nordsee.
Der Kommunalversorger ist über den Stadtwerke-Verbund Trianel an Windparks vor Borkum beteiligt. Für die Beteiligung der Gesellschaft Trianel Windkraftwerk Borkum II (TWB II) hat man in Dachau eine Wertberichtigung vorgenommen. „Die Ausleihungen (Darlehen und Zinsen) wurden zum 31. Dezember 2025 in Höhe von 971.000 Euro wertberichtigt“, teilt die Sprecherin der Stadtwerke auf Anfrage der Redaktion mit.
Die Wertberichtigung trage „der Einschätzung Rechnung, dass eine Rückzahlung in den kommenden Jahren derzeit nicht als wahrscheinlich gilt“, erklärte die Unternehmenssprecherin. Es ist nicht die erste Wertberichtigung für die Offshore-Beteiligung. „Die Beteiligung der Stadtwerke am Windkraftwerk Borkum II wurde bereits im Jahr 2023 mit 379.000 Euro abgeschrieben“, heißt es aus Dachau.
Der Windpark Borkum II hatte eine holprige Geschichte. Baustart war 2018, ein Jahr später im April rutschte der Anlagenhersteller Senvion in die Insolvenz. Im Jahr 2020 übernahm Siemens Gamesa von Senvion dessen europäisches Servicegeschäft und vereinbarte für Borkum II einen Servicevertrag mit der Betreibergesellschaft, der TWB II.
Im Juni 2020 ging der Windpark, der 32 Anlagen umfasst und rund 200 MW installierte Leistung hat, in Betrieb. Im Herbst 2021 trat ein erster Rotorlagerschaden auf – ein Serienfehler, wie sich herausstellte. In der Zeit von Ende 2022 bis Januar 2025 wurden alle Rotorlager getauscht, wie es im Jahresabschluss der TWB II 2024 heißt. Die installierten Anlagen tragen die Bezeichnung „6.2M152 Power Upgrade“, als Hersteller ist die Senvion Deutschland GmbH im Marktstammdatenregister verewigt.
Trianel: Überwiegend reguläres Betriebsjahr
Das Geschäftsjahr 2025 endete für die TWB II mit einem Verlust von rund 4 Millionen Euro. (2024: minus 50,5 Millionen Euro). Was den Geschäftsverlauf angeht, spricht Trianel von einem überwiegend regulären Betriebsjahr. Angepeilt hatte die TWB II-Geschäftsführung „einen Jahresgewinn im kleinen zweistelligen Millionenbereich“. Ursächlich für das unter Plan liegende Jahresergebnis seien erhöhte Aufwendungen für den des Rotorlagertausches und Rückstellung „im Schiedsverfahren JdN“ gewesen. Zudem verweist das Management auf das „schlechte Windangebot im 1. Halbjahr 2025“.
„JdN“ steht für Jan de Nul, ein belgisches Tiefbauunternehmen, das von Senvion mit der Installation der 32 Windenergieanlagen beauftragt worden war. Nach der Senvion-Pleite kam es zu Verzögerungen und Mehrkosten. Im April 2025 gab es ein Urteil zugunsten von „JdN“. TWB fechtet das Urteil an. „Aus Gründen der Vorsicht wurden die vollen aus dem Schiedsurteil resultierenden Mehrkosten über entsprechende Rückstellungen in Höhe von circa 35 Millionen Euro (abgezinst) im Jahresabschluss 2025 erfasst.
Rote Zahlen weist auch die andere Offshore-Beteiligung der Trianel vor Borkum aus. Die Trianel Windkraftwerk Borkum GmbH (TWB) verbucht für 2025 einen Verlust von 49,9 Millionen Euro (2024: 51,2 Millionen Euro). Ausschlaggebend für das schlechte Ergebnis auch dort die Technik. „Das Betriebsjahr 2025 war für den Offshore-Windpark TWB weiterhin von erheblichen technischen und operativen Herausforderungen geprägt. Die technische Verfügbarkeit konnte entgegen der Zielsetzung nicht stabilisiert werden und lag mit rund 60 Prozent nochmals unter dem bereits niedrigen Vorjahresniveau“, schreibt die TWB im Geschäftsbericht.
Gründe hierfür seien „insbesondere ein erheblicher Störungs- und Instandhaltungsrückstau aus dem Winter, eine insgesamt unzureichende Performance des Service- und Wartungsdienstleisters sowie eine hohe Anzahl komplexer Langzeitstillstände“ gewesen.
Der Windpark Borkum I wurde in der Zeit von 2011 bis 2015 errichtet, er besteht aus 40 Anlagen, die Turbinen des Typs AD5-116 stammen von Areva Wind – das Unternehmen schloss sich später mit Gamesa zum Joint Venture Adwen zusammen. Die installierte Gesamtleistung beträgt ebenfalls 200 MW. Für den Service ist Gamesa zuständig.
Bei Trianel richtet man den Blick nach vorn: „Während sich bei TWB I noch Effekte aus Verfügbarkeits- und Wartungsthemen niedergeschlagen haben, hat sich die operative Situation bei TWB II nach Abschluss der Rotorlager-Austauschkampagne deutlich verbessert“, teilt die Sprecherin des Stadtwerke-Verbunds gegenüber E&M mit. Beide Gesellschaften arbeiteten „kontinuierlich daran, die technische und wirtschaftliche Performance weiter zu steigern“. (mf)
Studie zu dynamischen Netzentgelten. Quelle: Neon
Dynamische Netzentgelte bremsen Batterien
STUDIEN. Neon hat im Auftrag von vier Energieunternehmen dynamische Netzentgelte für Batteriespeicher untersucht. Für Verteilnetze fällt die Bilanz unter realen Bedingungen negativ aus.
Das Berliner energiewirtschaftliche Beratungsunternehmen Neue Energieökonomik (Neon) hat eine Studie zu dynamischen Netzentgelten für Batteriespeicher im Verteilnetz veröffentlicht. Auftraggeber sind Eon, EWE Netz, Green Flexibility und Enspired. Die Untersuchung kommt zu dem Ergebnis, dass ein dynamisches Netzentgelt den volkswirtschaftlichen Nutzen von Batteriespeichern selbst unter idealen Bedingungen nur geringfügig erhöht. Unter realistischen Bedingungen könne der Systemnutzen dagegen sogar sinken.
Die Bundesnetzagentur plant, Batteriespeichern mit dynamischen Netzentgelten einen Anreiz für einen netzdienlichen Betrieb zu geben. Die Entgelte sollen den Netzbezug dort verbilligen, wo ansonsten Wind- und Solarstrom abgeregelt würde. In Regionen, in denen Redispatchkraftwerke zur Behebung von Engpässen hochgefahren werden müssten, soll der Netzbezug dagegen teurer werden.
Drei Umspannwerke untersucht
Für die am 25. September veröffentlichte Studie hat Neon den Betrieb von Großbatterien im Jahr 2025 simuliert. Betrachtet wurden drei Standorte in den Verteilnetzen von Edis Netz, EWE Netz und Bayernwerk Netz. Die Umspannwerke auf der Hochspannungs-/Mittelspannungsebene (HS/MS) wählten die Autoren wegen ihres vergleichsweise hohen Redispatchbedarfs aus.
Die Simulationen verglichen den Speicherbetrieb mit und ohne dynamisches Netzentgelt. Dabei untersuchte Neon unterschiedliche Varianten symmetrischer, regionaler Arbeitspreise. In der zentral betrachteten Ausgestaltung wurde das Netzentgelt am Vortag um 10 Uhr auf Grundlage einer Prognose der Netzauslastung festgelegt.
Batteriespeicher werden bislang vor allem marktgetrieben eingesetzt. Sie laden bei niedrigen Großhandelspreisen und speisen bei höheren Preisen wieder ein. Zusätzlich können sie Regelleistung für die Übertragungsnetzbetreiber bereitstellen. Netzengpässe fließen laut Neon dagegen nicht in die Einsatzentscheidung ein. Je nach Marktsituation können Speicher deshalb einen Netzengpass verstärken oder reduzieren.
Kaum Zusatznutzen
Im theoretischen Idealfall fällt der zusätzliche Systemnutzen eines dynamischen Netzentgelts laut Studie gering aus. Neon unterstellt dafür eine perfekte Prognose der Engpässe und ein kontinuierliches Preissignal. Unter diesen Bedingungen sinken die Redispatchkosten zwar um 3 bis 15 Euro je kW Speicherleistung und Jahr.
Dem steht allerdings ein geringerer Nutzen aus dem Strommarkt gegenüber. Das dynamische Netzentgelt führt dazu, dass die Batterie seltener Strom von günstigen in teure Stunden verschiebt. Der dadurch entstehende Rückgang des Marktmehrwerts liegt laut Studie in einer ähnlichen Größenordnung wie die Einsparungen beim Redispatch. Insgesamt erhöht sich der Systemnutzen selbst unter diesen theoretischen Bedingungen lediglich um null bis vier Prozent.
Neon bewertet dabei nicht allein die Entlastung des Netzes. Als Systemnutzen zählt die Studie sowohl den Mehrwert des Speichers an den Strommärkten als auch seinen Beitrag zur Verringerung von Redispatchkosten. Ein Instrument ist demnach nur dann volkswirtschaftlich sinnvoll, wenn beide Effekte zusammen den Systemnutzen erhöhen.
Prognosen verschlechtern die Bilanz
Unter realistischen Bedingungen fällt das Ergebnis laut Studie negativer aus. Werden die Netzentgelte am Vortag auf Basis von Prognosen festgelegt, treffen die Signale die tatsächlichen Engpässe an den untersuchten Umspannwerken zu selten. In allen drei Fällen sinkt dadurch der Systemnutzen der Speicher. „Im Verteilnetz schadet das untersuchte dynamische Netzentgelt für Speicher mehr, als es nutzt“, resümiert Anselm Eicke, Partner bei Neon und Mitautor der Studie.
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| Ergebnisse dynamischer Netzentgelte an drei Umspannwerken. Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken Quelle: Neon |
Wenig Redispatch an den Standorten
Gleichzeitig sieht Neon an der untersuchten Netzebene nur begrenzten Handlungsbedarf. Die drei Umspannwerke wurden wegen ihres vergleichsweise hohen Redispatchbedarfs ausgewählt. Dennoch findet eine signifikante Abregelung laut Studie nur in 7 bis 16 Prozent der Zeit statt. In mehr als 80 Prozent der Zeit könne ein dynamisches Netzentgelt deshalb keine Abregelung vermeiden.
Hinzu kommt, dass sich die untersuchten Batteriespeicher bereits ohne Netzentgelt überwiegend netzdienlich verhalten. Dadurch sei das zusätzliche Potenzial für ein Preissignal begrenzt. Für das Übertragungsnetz lassen sich die Ergebnisse laut Neon nicht ohne Weiteres übernehmen. Dort können größere und häufigere Redispatchbedarfe grundsätzlich einen höheren potenziellen Nutzen dynamischer Netzentgelte schaffen. Für eine belastbare Bewertung fehlen Neon jedoch öffentliche Daten zur Qualität entsprechender Engpassprognosen.
Die Neon-Studie zu Batterienetzentgelten steht im Internet bereit. (sh)
Bundesrat billigt Tankrabatt und E-Scooter-Haftung
Quelle: Georg Eble
POLITIK. Der Bundesrat hat am 25. September den Tankrabatt gebilligt und neue Haftungsregeln für E-Scooter passieren lassen. Zudem fordert er Entlastungen beim Strompreis.
Der Bundesrat hat am 25. September 2026 mehrere Gesetzesvorhaben und den Entwurf des Bundeshaushalts 2027 beraten. Die Länder billigten unter anderem die befristete Senkung der Energiesteuer auf Benzin und Diesel. Zudem stimmten sie neuen Haftungsregeln für E-Scooter zu. In ihrer Stellungnahme zum Bundeshaushalt fordern die Länder unter anderem schnelle Maßnahmen für niedrigere Stromkosten.
Mit der Zustimmung des Bundesrats ist der Weg für den Tankrabatt frei. Das zuvor vom Bundestag beschlossene Gesetz sieht vor, die Energiesteuersätze für Benzin und Diesel vom 1. Oktober bis zum 31. Dezember 2026 um jeweils 14,04 Cent je Liter zu reduzieren. Einschließlich der darauf entfallenden Umsatzsteuer ergibt sich rechnerisch eine Entlastung von bis zu 17 Cent brutto je Liter.
Ob die Steuersenkung vollständig bei den Verbrauchern ankommt, hängt von der Preisgestaltung der Mineralölunternehmen und Tankstellenbetreiber ab. Eine gesetzliche Verpflichtung zur Weitergabe des Steuervorteils besteht laut Bundesregierung nicht. Nach Angaben der Bundesregierung sollen Verbraucher und Wirtschaft durch die Maßnahme insgesamt um rund 2,5 Milliarden Euro entlastet werden. Bund und Länder tragen die finanziellen Auswirkungen gemeinsam.
Länder fordern niedrigere Stromkosten
In ihrer Stellungnahme zum Bundeshaushalt 2027 fordern die Länder zugleich weitere Entlastungen bei den Energiekosten. Sie verlangen von der Bundesregierung schnelle Maßnahmen für niedrigere Stromkosten für Unternehmen und private Haushalte. Dazu zählt aus Sicht der Länder auch eine Absenkung der Stromsteuer.
Weiterhin betont der Bundesrat die Bedeutung einer schnellen Verwendung der Mittel aus dem Sondervermögen für Infrastruktur und Klimaneutralität. Bund, Länder und Kommunen müssten gemeinsam dafür sorgen, dass die Mittel zügig investiert würden und damit das Wirtschaftswachstum gestärkt werde.
E-Scooter künftig mit Halterhaftung
Der Bundesrat hat zudem neue Haftungsregeln für E-Scooter gebilligt. Künftig gelten für elektrische Tret- und Stehroller dieselben Halterhaftungsregeln wie für andere Kraftfahrzeuge. Damit haftet bei einem Unfall neben dem Fahrer auch der Halter unabhängig von einem eigenen Verschulden.
Bisher greift die Halterhaftung bei Fahrzeugen mit einer Höchstgeschwindigkeit von bis zu 20 km/h nicht. Diese Ausnahme entfällt für E-Scooter. Damit können künftig auch Vermieter von E-Scootern für Schäden in Anspruch genommen werden. Die Bundesregierung begründet die Neuregelung unter anderem mit Schwierigkeiten bei der Durchsetzung von Schadensersatzansprüchen. Bei Unfällen mit gemieteten E-Scootern sei für Geschädigte häufig nicht feststellbar, wer den Roller gefahren habe oder ob diese Person ein Verschulden treffe.
Über die Halterhaftung können sich Ansprüche künftig auch gegen das vermietende Unternehmen richten. Nach Angaben der Bundesregierung hat die Zahl der versicherten E-Scooter deutlich zugenommen. Waren 2020 noch 180.000 E-Scooter versichert, lag die Zahl 2023 bereits bei 990.000. Gleichzeitig stieg die Zahl der Unfallbeteiligungen von Elektrokleinstfahrzeugen laut Statistischem Bundesamt von 5.860 im Jahr 2020 auf 12.509 im Jahr 2024. (sh)
Hamburg startet Wasserstoff-Förderprogramm
Quelle: Shutterstock / Tomasz Makowski
WASSERSTOFF. Die Stadt Hamburg stellt zunächst fünf Millionen Euro für Wasserstoff-Projekte bereit. Insgesamt soll das Programm bis 2028 ein Volumen von bis zu 15 Millionen Euro erreichen.
Die Stadt Hamburg stellt dieses Jahr fünf Millionen Euro für die Förderung von Wasserstoffprojekten bereit, teilte die Hansestadt mit. Unternehmen können entsprechende Förderanträge ab sofort stellen. Gefördert werden Projekte entlang der gesamten Wasserstoff-Wertschöpfungskette. Dazu zählen unter anderem Elektrolyseanlagen, Speicher-, Transport- und Verteilinfrastruktur sowie Wasserstoffanwendungen in Industrie, Mobilität und Logistik.
Die Summe kann bis zum Jahr 2028 auf 15 Millionen Euro anwachsen, wie die Stadt weiter mitteilte. Die Bürgerschaft muss allerdings zustimmen, bevor die weiteren zehn Millionen Euro bereitgestellt werden können.
„Viele Wasserstofftechnologien sind entwickelt – jetzt müssen sie noch stärker in die praktische Anwendung kommen“, sagte Hamburgs Wirtschaftssenatorin Melanie Leonhard (SPD). „Wir wollen Investitionen ermöglichen, Unternehmen beim klimaneutralen Umbau begleiten und zugleich Wertschöpfung und Innovation am Standort Hamburg stärken.“
Förderanträge können bis zum 30. Oktober 2026 eingereicht werden. Die Auswahl erfolgt laut der Mitteilung der Hansestadt Hamburg in einem wettbewerblichen Verfahren durch eine Auswahlkommission. Bewertet werden unter anderem der Beitrag zu den Hamburger Klimaschutz- und Transformationszielen, der Innovationsgehalt, die technische Umsetzbarkeit, die Wirtschaftlichkeit und der Nutzen für den Standort Hamburg. (hr)
Söder fordert Reform der Energiesteuern
Quelle: Pixabay / Hans
BAYERN. CSU-Chef Markus Söder fordert eine grundlegende Reform der deutschen Energiesteuern.
Dem bayerischen Ministerpräsidenten Markus Söder (CSU) gehen die beschlossenen Maßnahmen der Berliner Regierung nicht weit genug. Seine Forderung ist grundlegend: „Wir müssen über die CO2-Bepreisung und alle Preisregeln sprechen, die Energie in Deutschland staatlich teurer machen“, sagte der bayerische Ministerpräsident vor der Sitzung des Bundesrates in Berlin. Er lobte die Schritte zur Absenkung der Spritpreise, betonte aber, dies könne nur ein erster Schritt sein. „Wir müssen grundlegend überlegen, wie wir dauerhaft die Energiepreise senken können.“
Es brauche ein „großes Paket“, welches dauerhaft Entlastungen bei den hohen Energiepreisen bringe, so Söder. Es könne nicht sein, dass die deutsche Politik alle drei Monate hin und her schwanke, ob sie eingreife oder nicht. Statt einer weiteren „Einmaloperation“ brauche es eine grundsätzliche Regelung auf Dauer. „Denn die Weltlage ist, wie sie ist. Es gibt keinen Hinweis, dass sich das alles in den nächsten Monaten automatisch entspannt.“ Tanken müsse in Deutschland aber wieder bezahlbar sein.
Bundestag und Bundesrat wollen den nächsten Tankrabatt auf den Weg bringen. Er soll die Steuern auf Benzin und Diesel um knapp 17 Cent senken, um Autofahrer zu entlasten.
Hoffen auf Pendlerpauschale und Kritik an 12-Uhr-Regel
Aus Söders Sicht helfe die Erhöhung der Pendlerpauschale im nächsten Jahr zwar ebenfalls gegen die hohen Kosten für Spritpreise, „aber das allein reicht nicht. Es braucht eine Energiesteuerreform.“ Zudem sei es richtig, „Instrumente, die nicht funktioniert haben, zu beerdigen“. Die 12-Uhr-Regel sei letztlich gescheitert und habe keine Entlastung gebracht. Deswegen unterstütze Bayern den Antrag und die Idee, diese 12-Uhr-Regel jetzt endlich zu kippen. „Wir müssen das grundsätzlicher anpacken.“
In dem Kontext wiederholte Söder erneut, dass er auch grundsätzlich mit der Idee einer Übergewinnsteuer einverstanden sei, „wenn sie auf europäischer Ebene funktioniert“. Bundesfinanzminister Lars Klingbeil (SPD) müsse jetzt nachweisen, dass dies funktioniere. Auch gegen einen Spritpreisdeckel habe er nichts einzuwenden, jedoch gebe es von Fachleuten immer wieder Zweifel, ob das Modell funktioniere.
Quelle: Skyborn
Skyborn schließt PPA für Nordergründe
WINDKRAFT OFFSHORE. Skyborn Renewables hat für den Offshore-Windpark Nordergründe ein PPA mit „InCommodities“ geschlossen. Für den dänischen Partner ist es das erste Offshore-Windgeschäft.
Skyborn Renewables hat für den Offshore-Windpark Nordergründe in der deutschen Nordsee einen Stromabnahmevertrag mit „InCommodities Asset Management“ geschlossen. Das dänische Unternehmen nimmt im Rahmen des Power Purchase Agreements (PPA) den erzeugten Strom und die Herkunftsnachweise ab. Zudem übernimmt Incommodities das Bilanzkreismanagement für den Windpark und damit die Bewirtschaftung von Abweichungen zwischen prognostizierter und tatsächlicher Stromerzeugung. Dies geht aus einer aktuellen Mitteilung von Skyborn hervor.
Für das dänische Investmenthaus ist die Vereinbarung nach eigenen Angaben das erste Geschäft im Offshore-Windbereich. Das Unternehmen ist bislang vor allem im Asset Management für Onshore-Wind- und Solarparks aktiv. Neben dem Eintritt in den deutschen Markt im Jahr 2022 hat Incommodities sein Geschäft auch auf weitere europäische Märkte ausgeweitet.
Der Offshore-Windpark Nordergründe liegt rund 13 Kilometer vor der niedersächsischen Küste in der deutschen Nordsee. Die Anlage besteht aus 18 Windenergieanlagen des Typs Senvion 6.2M126 mit einer Gesamtleistung von 110,7 MW und ist seit 2017 in Betrieb. In den Planungsunterlagen für den Netzanschluss wurde die erwartete jährliche Stromerzeugung mit rund 440 GWh angegeben.
Nordergründe soll rund 440 GWh Strom pro Jahr erzeugen
Nordergründe war Skyborn zufolge das erste deutsche Offshore-Windprojekt, bei dem sämtliche wesentlichen Komponenten von heimischen Herstellern geliefert und installiert wurden. Angaben zur Laufzeit des nun geschlossenen PPA oder zu den vereinbarten Preisen machten die Unternehmen nicht.
Skyborn hatte Nordergründe 2026 vollständig übernommen und ist seither alleiniger Eigentümer des Windparks. Finanzvorstand Christian Zaum verwies darauf, dass bei länger laufenden Offshore-Windparks neben dem technischen Betrieb zunehmend auch die Vermarktungsstruktur an Bedeutung gewinne. Für Incommodities bezeichnete Vertriebschef Andreas Juul Jensen die Vereinbarung als Meilenstein, weil Stromabnahme, Herkunftsnachweise und Bilanzierung erstmals für ein Offshore-Projekt gebündelt würden.
Skyborn ist auf die Entwicklung, den Bau, und den Betrieb von Offshore-Windprojekten spezialisiert. Nach eigenen Angaben hat das Unternehmen über 1,4 GW Offshore-Windleistung in Betrieb und weitere 2,1 GW im Bau. Der Projektentwickler gehört zum Portfolio von Global Infrastructure Partners (GIP), das Teil der Investmentgesellschaft Black Rock ist.
Incommodities Asset Management ist die auf erneuerbare Energien ausgerichtete Einheit der in Aarhus ansässigen Incommodities-Gruppe. In Deutschland stehen nach Unternehmensangaben derzeit Verträge für Anlagen mit zusammen etwa 2,1 GW unter Management. (fw)
Fossile haben 2050 immer noch fast 70 Prozent Anteil
Quelle: Shutterstock / Sven Hansche
PROGNOSE. Der jetzt von Exxonmobil vorgelegte „2026 Global Outlook“ ist vor dem Hintergrund der Ereignisse im Nahen Osten erstellt worden.
Sie haben zu einem der größten Energieversorgungsschocks der Geschichte geführt und verdeutlichen damit die Notwendigkeit eines zuverlässigen Zugangs zu bezahlbarer Energie. Exxonmobil prognostiziert, dass die weltweite Energienachfrage mit Wirtschaftswachstum, steigenden Einkommen und höherem Lebensstandard weiter zunimmt.
Der Prognose zugrunde gelegt ist ein Wachstum der Weltbevölkerung bis 2050 um etwa 1,5 Milliarden Menschen – konzentriert auf Entwicklungsländer –, eine Zunahme der realen Wirtschaftsleistung um circa 80 Prozent und des durchschnittlichen Einkommens pro Person um rund 70 Prozent – verbunden mit einem höheren Lebensstandard. Bei Berücksichtigung dieser Grundannahmen steigt der weltweite Primärenergieverbrauch von 15,6 Milliarden Tonnen Öleinheiten um 12 Prozent auf 17,5 Milliarden Tonnen Öleinheiten (immer im Vergleich des Vierteljahrhunderts von 2025 bis 2050).
Der globale Energiemix verändert sich zugunsten der Erneuerbaren. Der Anteil der fossilen Energien verringert sich aber lediglich von 81 auf 69 Prozent. Exxonmobil schätzt voraus, dass sich der Ölverbrauch von etwas über 100 Millionen Barrel pro Tag (mb/d) auf ungefähr 105 mb/d erhöht. Damit bleibt Öl mit 27 Prozent (2025: 30 Prozent) die größte Energiequelle. Für Erdgas wird ein Verbrauchsanstieg um 18 Prozent erwartet.
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| Der globale Primärenergieverbrauch und Energieträger-Mix 2025 und 2050 nach der Prognose von Exxonmobil im Vergleich zum Szenario „Current policies“ der Internationalen Energieagentur (IEA) und zum Unter-2-Grad-Celsius-Erwärmungsszenario des Weltklimarates (IPCC) (in Millionen Barrel Öläquivalenten pro Tag) - Zur Vollansicht auf die Grafik klicken - Quelle: Exxonmobil |
Demgegenüber sinkt der Verbrauch an Kohle um fast ein Drittel. Die Anteile am Primärenergie-Mix erreichen dann von knapp 25 Prozent aus 26 Prozent für Erdgas und von 26 Prozent aus 16 Prozent für Kohle. Der Anteil der Kernenergie legt von 5 Prozent auf knapp 7 Prozent zu. Der Beitrag Erneuerbarer vergrößert sich von 15 auf 24 Prozent.
Auch der Ölkonzern Exxonmobil sieht den Trend zur Elektrifizierung. So nimmt die weltweite Stromerzeugung um 61 Prozent auf 51.864 TWh zu. Die erneuerbaren Energien kommen auf gut 56 Prozent gegenüber erst einem Drittel im Jahr 2025. Die Kernenergie legt zwar in absoluten Größen zu. Ihr Beitrag zur gesamten Stromerzeugung bleibt aber mit knapp 9 Prozent konstant. Der Anteil fossiler Energien verringert sich von 58 auf 35 Prozent. Unter den fossilen Energien kehrt sich das Ranking zugunsten von Erdgas und zulasten von Kohle um.
Große klimapolitische Lücke
Die prognostizierte Entwicklung würde dazu führen, dass sich die globalen energiebezogenen CO2-Emssionen weltweit lediglich um 6 Milliarden auf 30 Milliarden Tonnen verringern. Zur Begrenzung des Temperaturanstiegs in der Atmosphäre auf unter 2 Grad Celsius gegenüber dem vorindustriellen Niveau wäre dagegen laut Weltklimarat (IPCC), den Exxonmobil zitiert, eine Begrenzung auf 11 Milliarden Tonnen notwendig.
Eine höhere Energieeffizienz und der Ausbau erneuerbarer Energien sind notwendig, aber repräsentieren nicht den kompletten Lösungsraum. Vielmehr sind alle zur Treibhausgasminderung geeigneten Technologien zum Einsatz zu bringen. Dazu gehören unter anderem: Die Solarenergie muss doppelt so stark zunehmen, wie vom Konzern prognostiziert. Die Abscheidung und Speicherung von CO2 (CCS) müsste 2050 mindestens 7 Milliarden statt der prognostizierten 2 Milliarden Tonnen erreichen. Die Nutzung CO2-arm erzeugten Wasserstoffs wäre auf ein Niveau von 170 Millionen Tonnen anzuheben, statt der für 2050 prognostizierten 55 Millionen Tonnen, und müsste damit etwa 100 Mal so groß sein wie im Jahr 2025.
Lektionen für Europa
Für Europa rechnet Exxonmobil – abweichend von den weltweiten Trends – mit einem Rückgang des Primärenergieverbrauchs um 13 Prozent bis 2050. Der Energiemix verändert sich stärker zulasten der fossilen Energien als im Weltdurchschnitt. Deren Anteil steigt in Europa von 47 auf 69 Prozent. Erneuerbare Energien legen von 20 auf 38 Prozent und Kernenergie von 11 auf 15 Prozent zu.
Die energiebedingten CO2-Emissionen vermindern sich in Europa von 3,2 auf 1,5 Milliarden Tonnen, in der EU-27 von 2,4 auf 0,9 Milliarden Tonnen. Damit sinkt der Anteil der EU-27 an den weltweiten CO2-Emissionen von 6,6 auf 3,0 Prozent.
Der stark regulierte und kostenintensive Ansatz der EU zur Emissionssenkung hat aber laut Exxonmobil wirtschaftliche Schäden zur Folge: Die Industrieproduktion geht zurück. Die Wirtschaft wächst nur mit jahresdurchschnittlichen 1,3 Prozent. Für die gesamte Welt werden dagegen 2,4 Prozent Wirtschaftswachstum pro Jahr prognostiziert. (hws)
Strom-Neukundenpreise steigen um 28 Prozent
Quelle: Fotolia / Photo-K
VERTRIEB. Die günstigsten Tarife für Privatkunden mit 3.500 kWh Verbrauch haben nach Darstellung des Portals „stromauskunft.de“ im Juni ein Tief gehabt. Dieses ist längst vorbei.
Die Preise für Strom-Neukundenverträge bei einem Verbrauch von 3.500 kWh pro Jahr sind in Deutschland seit einem Jahrestief im Juni deutlich gestiegen. Das Tarifportal stromauskunft.de kommt nach Auswertung der jeweils günstigsten Tarife in gut 6.300 Orten mit Stichtag 23. September 2026 auf eine Steigerung des Mittelwerts um gut 28 Prozent auf 30,11 Cent/kWh (brutto).
Der Bundesdurchschnitt stieg laut Unternehmensmitteilung gegenüber dem Juni in jedem Monat seit dem Juni. Im August hatte er 27,03 Cent/kWh erreicht. Der aktuelle Wert ist dagegen kein Durchschnitt des Rumpfmonats, sondern eine Momentaufnahme zum 23. September.
Die örtliche Strom-Grundversorgung kostete gleichzeitig bundesweit durchschnittlich 40,37 Cent/kWh. Für einen Haushalt mit einem Jahresverbrauch von 3.500 kWh ergibt sich daraus gegenüber dem jeweils günstigsten Neukundentarif vor Ort ein rechnerischer Preisvorteil von durchschnittlich 359 Euro pro Jahr.
Allerdings lag der Durchschnittsverbrauch deutscher Haushalte über alle Größen hinweg laut dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) 2025 bei nur 2.434 kWh pro Jahr. Erst wenn einem Haushalt drei Menschen angehörten, kamen 3.500 kWh in etwa hin. Auf Anfrage teilte Jörg Heidjann, der Alleininhaber des Portals, mit, bei den auch historisch gewachsenen 3.500 kWh pro Jahr seien unterschiedliche Tarife am besten vergleichbar.
Die regionalen Unterschiede bleiben laut stromauskunft.de erheblich: In Ringelai in Bayern lag der günstigste ermittelte Neukundentarif bei 25,54 Cent/kWh, in Büsingen am Hochrhein – einer Enklave in Baden-Württemberg, die vom Elektrizitätswerk des Kantons Schaffhausen versorgt wird – bei 41,12 Cent/kWh.
Stromauskunft.de weist – in diesem Fall gegen seine eigenen Vermittlungsinteressen – darauf hin, dass ein Wechsel nicht in jedem Fall günstiger sein muss. Haushalte mit einem bestehenden Vertrag und Preisgarantie sollten die Konditionen individuell mit den aktuellen Angeboten vergleichen.
Methodik und Hintergründe von Stromauskunft.de
In den vom Portal ausgewiesenen Effektivpreis fließen Arbeitspreis, Grundpreis und Boni ein. Berücksichtigt werden angeblich Tarife mit maximal zwölf Monaten Laufzeit, mindestens zwölf Monaten Preisgarantie und höchstens sechs Wochen Kündigungsfrist. Kautionstarife und Vorauskasse werden ausgeschlossen. Stromauskunft.de untersucht ständig gut 6.300 der 10.750 Städte und Gemeinden. Zur Begründung teilte Inhaber Heidjann mit, die Auswahl biete eine ausreichende Datenbasis für einen täglichen Vergleich über einen langen Zeitraum.
Stromauskunft.de ist seit der Öffnung des deutschen Elektrizitätsmarktes 1999 online. Das Portal wird von der Energieauskunft GmbH mit Sitz in Münster betrieben, die Jörg (Franz) Heidjann gehört. Die Daten stammen von dem Portal Verivox aufgrund eines Dienstleistungsvertrags. Gesellschaftsrechtliche Berührungspunkte zu Verivox gebe es nicht, so Heidjann. (geo)
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
KI soll Wärmeplanung verständlicher machen
IT. Das Fraunhofer IEG entwickelt mit Partnern eine KI-Plattform, die Wärmeplanung für Kommunen, Versorger und Bürger verständlicher machen soll.
Das Fraunhofer-Institut für Energieinfrastrukturen und Geothermie (Fraunhofer IEG) mit Sitz in Bochum entwickelt gemeinsam mit fünf weiteren Partnern eine KI-gestützte Plattform für die kommunale Wärmeplanung. Das Forschungsprojekt „HEATogether“ soll Fachwissen, Planungswerkzeuge und regionale Erfahrungen zusammenführen und für unterschiedliche Nutzergruppen verständlich aufbereiten.
Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) fördert das Verbundprojekt nach Angaben des Fraunhofer IEG mit rund 1,34 Millionen Euro. Es läuft von Juli 2026 bis Dezember 2028. Für das Teilvorhaben des Fraunhofer IEG „KI-Wärmeplattform und gesellschaftliche Analyse“ bewilligte der Bund 772.807,15 Euro. Als Projektträger fungiert das Forschungszentrum Jülich.
KI soll zwischen Fachebenen vermitteln
HEATogether soll laut Fraunhofer IEG keine eigenständige Planungssoftware und keinen klassischen KI-Chatbot entwickeln. Stattdessen wollen die Forschenden bestehende wissenschaftliche Werkzeuge für die Planung von Strom-, Gas- und Wärmenetzen mit Künstlicher Intelligenz verbinden.
Die Plattform soll Ergebnisse aus den Planungswerkzeugen zielgruppengerecht erklären. Ein Mitarbeiter eines Stadtwerks benötigt dabei andere Informationen als eine kommunale Verwaltung oder ein Bürger. Auch regionale Rahmenbedingungen und Erfahrungen sollen in die Aufbereitung einfließen.
„Kommunen und Stadtwerke verfügen heute über leistungsfähige Werkzeuge für die Wärmeplanung. Die Herausforderung liegt darin, die Ergebnisse für unterschiedliche Akteure verständlich und nutzbar zu machen“, sagt Prof. Tanja Kneiske, Projektleiterin am Fraunhofer IEG. HEATogether solle deshalb Planungswerkzeuge, KI und Wissen über Menschen und Regionen in einer Anwendung verbinden.
Die wissenschaftlich geprüften Planungswerkzeuge sollen weiterhin die Berechnungen übernehmen. Die KI soll deren Ergebnisse erklären und zugänglich machen. Physikalische Aussagen soll sie dagegen nicht selbst erzeugen. Das Fraunhofer IEG beschreibt diese Funktion als eine Art „Dolmetscher“ zwischen verschiedenen Fachebenen.
Praxistests in mehreren Regionen
Das Forschungsteam will die Plattform gemeinsam mit Kommunen, Energieversorgern und weiteren Praxispartnern entwickeln. Zunächst untersuchen die Projektpartner, welche Informationen die verschiedenen Nutzergruppen benötigen und wie sie den Einsatz von KI bei der Wärmewende bewerten.
Dafür sind Interviews, eine Befragung von mindestens 1.000 Menschen sowie die Auswertung regionaler Erfahrungen vorgesehen. Daraus beabsichtigen die Forschenden typische Nutzerprofile abzuleiten. Anschließend soll die Plattform schrittweise mit Akteuren aus der Praxis entwickelt und getestet werden. Geplant sind mindestens sechs bis acht Erprobungsformate.
Zu den Praxispartnern gehören unter anderem die Stadtwerke Weißwasser, die Stadt Weißwasser und die Stadt Aachen. Auch in Hoyerswerda, Cottbus, Zittau und Dormagen soll das Projekt erprobt werden. In der Modellregion Nordrhein-Westfalen arbeiten die Partner zudem mit der BasePeak GmbH und der Mensch goes GmbH zusammen.
Sechs Partner im Forschungsverbund
Neben dem Fraunhofer IEG beteiligen sich das Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (Fraunhofer ISI) in Karlsruhe, das Fraunhofer-Institut für Angewandte Informationstechnik (Fraunhofer FIT) in Sankt Augustin, die Martin-Luther-Universität Halle-Wittenberg mit dem Zentrum für Interdisziplinäre Regionalstudien, die Hochschule Zittau/Görlitz sowie die Stadtmarketing- und Wirtschaftsförderungsgesellschaft Dormagen (SWD) an HEATogether.
Als assoziierte Praxispartner sind die Tilia GmbH, die Versorgungsbetriebe Hoyerswerda, die Stadtwerke Weißwasser, die Stadt Weißwasser, die Stadt Aachen, die BasePeak GmbH und die Mensch goes GmbH eingebunden.
Das Projekt gehört zum Förderbereich „Energiewende und Gesellschaft“ des BMWE. Ziel ist es laut Fraunhofer IEG, den Wissenstransfer zwischen Fachplanung, Energieversorgern, Kommunen und Bürgern zu verbessern. Damit soll die Plattform insbesondere Regionen im Strukturwandel bei der Umsetzung der Wärmewende unterstützen.
Informationen zum Projekt KI in der Wärmewende stehen im Internet bereit. (sh)
Schneider Electric plant Übernahme von Smart-Home-Anbieter
Quelle: Shutterstock / Anton Vierietin
WIRTSCHAFT. Der französische Elektrokonzern Schneider Electric greift nach dem bulgarischen Smart-Home-Spezialisten Shelly Group.
Wie das im SDAX notierte Technologieunternehmen mitteilte, hat es ein Investment Agreement mit Schneider Electric unterzeichnet. Der Investor beabsichtigt ein freiwilliges öffentliches Übernahmeangebot über 70 Euro je Aktie in bar, was einer Unternehmensbewertung von rund 1,2 Milliarden Euro entspricht.
Der Angebotspreis beinhaltet eine Prämie von 27 Prozent auf den unbeeinflussten Referenzkurs Ende Juli 2026. Der Verwaltungsrat begrüßt die Offerte den Angaben zufolge und unterstützt sie vorbehaltlich der endgültigen Dokumente.
Das Vorhaben hat zudem die Rückendeckung des Managements und der Hauptaktionäre. Die beiden Gründer der Shelly Group, die zusammen rund 57 Prozent der Anteile halten, unterstützen die Transaktion. Co-CEO Dimitar Dimitrov verpflichtet sich demnach zur Andienung seiner rund 29 Prozent und will einen Teil des Erlöses reinvestieren. Er soll das Unternehmen ebenso wie Co-CEO Wolfgang Kirsch weiter leiten. Zudem verpflichtet sich Schneider Electric im Investment Agreement, den Hauptsitz sowie die bestehende Organisationsstruktur und Belegschaft in Bulgarien für mindestens drei Jahre nach Vollzug zu erhalten.
Die Transaktion steht unter dem Vorbehalt üblicher behördlicher Genehmigungen sowie einer Mindestannahmeschwelle von 95 Prozent des Grundkapitals. Nach Erfüllung dieser Bedingungen strebt Schneider Electric ein Delisting der Shelly-Aktie an. Der Einreichungsantrag bei der bulgarischen Finanzaufsicht FSC soll kurzfristig erfolgen − deren Freigabe wird für Ende November oder Anfang Dezember 2026 erwartet. Der finale Vollzug der Übernahme ist für das erste Quartal 2027 geplant. (jn)
Oberösterreich erhält Labor für Flüssigwasserstoff
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F&E. Das Hydrogen Research Center Austria baut in Enns ein Forschungs- und Testzentrum für Flüssigwasserstoff. Rund 6,6 Millionen Euro fließen in das Labor, das Anfang 2027 starten soll.
Mit dem neuen „Liquid Hydrogen Lab“ (LHL) erweitert das Hydrogen Research Center Austria („HyCentA“) seine Forschungsinfrastruktur um einen Standort in Oberösterreich. In Enns sollen künftig Komponenten und komplette Systeme für den Einsatz von verflüssigtem Wasserstoff untersucht werden. Die Inbetriebnahme ist für das erste Quartal 2027 vorgesehen.
Rund 6,6 Millionen Euro kostet das neue Zentrum, wie das „HyCentA“ in einer Mitteilung bekannt gibt. Finanzielle Unterstützung bekommt das Vorhaben durch eine Forschungs- und Entwicklungsinfrastrukturförderung des österreichischen Bundesministeriums für Innovation, Mobilität und Infrastruktur (BMIMI). Die Förderung erfolgt im Rahmen des Programms „Energieforschung 2024 FTI-Fokusinitiativen“ der Österreichischen Forschungsförderungsgesellschaft (FFG).
Mit dem neuen Standort in Enns ergänzt das „HyCentA“ seine bisherigen Forschungsaktivitäten in Graz. Das neue Labor konzentriert sich auf Flüssigwasserstoff und kryogene Technologien, also Anwendungen bei sehr niedrigen Temperaturen. Wasserstoff liegt bei rund minus 253 Grad Celsius in flüssiger Form vor. Entsprechend müssen Materialien und technische Komponenten unter besonderen Temperaturbedingungen funktionieren.
Tests bei minus 253 Grad
Im LHL sollen Materialien, einzelne Bauteile und vollständige Systeme unter realitätsnahen Bedingungen erprobt werden. Vorgesehen sind nach Angaben des Forschungszentrums unter anderem Versuche mit Pumpen, Speichern und Sensoren. Darüber hinaus sollen Betankungs- und Antriebssysteme untersucht werden.
Das Labor ist vor allem für Anwendungen in der Industrie, im Schwerverkehr, in der Luftfahrt und in der Schifffahrt gedacht. In diesen Bereichen kann Flüssigwasserstoff eine Rolle spielen, wenn große Energiemengen gespeichert oder transportiert werden müssen. Zunächst will HyCentA dafür vor allem Komponenten und Systeme für den Umgang mit dem tiefkalten Wasserstoff testen.
Für Enns als Standort sprechen laut „HyCentA“ mehrere Faktoren. Die Stadt verfüge über eine leistungsfähige Energie- und Logistikinfrastruktur und liege in unmittelbarer Nähe zu industriellen Anwendern. Zudem ist das neue Labor Teil der „Wasserstoff-Offensive OÖ 2030“ des Landes Oberösterreich, zu der unter anderem ein Forschungszentrum in Wels sowie ein Netzwerk aus Unternehmen und Forschungseinrichtungen gehören. Mit dieser Strategie will Oberösterreich Forschung, Industrie und die praktische Anwendung von Wasserstofftechnologien stärker miteinander verbinden.
Das LHL soll innerhalb dieses Netzwerks vor allem die Möglichkeiten für Forschung und Erprobung erweitern. Unternehmen und Forschungseinrichtungen sollen dort Technologien für Flüssigwasserstoff unter Bedingungen testen können, die dem späteren Einsatz entsprechen. (ds)
Fördermenge von Kohle in Afrika
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur vollansicht bitte auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Im Jahr 2025 betrug die Kohleförderung in Afrika insgesamt 6.56 Exajoule, was zum fünften Mal in Folge eine Steigerung gegenüber dem Vorjahr darstellte. Insgesamt nahm die Kohleproduktion auf dem afrikanischen Kontinent zwischen 1998 und 2025 um rund 1.080 Petajoule zu und erreichte 2018 ihren Höchststand von über 6.71 Exajoule. Die Angaben stammen von KPMG, Kearney und Energy Institute.
Quelle: E&M
E&M-Energiemanager-Konferenz: Wärmewende im Fokus
IN EIGENER SACHE. In Berlin findet im Vorfeld der Preisverleihung zum Energiemanager des Jahres wieder die Energiemanager-Konferenz von E&M statt. Warum es sich lohnt, daran teilzunehmen.
Wenn sich am 8. Oktober Führungskräfte der Energiewirtschaft in Berlin treffen, stehen die strategischen Herausforderungen der Wärmewende im Mittelpunkt. Die fünfte E&M-Energiemanager-Konferenz wird von Energie & Management gemeinsam mit Becker Büttner Held (BBH) und m3 management consulting veranstaltet.
Mit der Verabschiedung des Gebäudemodernisierungsgesetzes (GModG) sind die politischen Rahmenbedingungen für die kommenden Jahre gesetzt. Für Stadtwerke, Energieversorger, Kommunen und Industrie stellen sich damit konkrete Fragen: Wie entwickelt sich die Wärmeplanung, welche Rolle spielen grüne Gase und wie lassen sich Wärmenetze finanzieren? Diese Themen greift die Konferenz in drei Themenblöcken auf.
Durch das Programm führen Stefan Sagmeister, Chefredakteur von Energie & Management, und Christina Sternitzke, Geschäftsführerin der EWI-Fördergesellschaft. Kurze Impulsvorträge wechseln sich mit moderierten Diskussionsrunden ab. Dazwischen bleibt Zeit für Gespräche und Networking.
Drei Themenblöcke zur Wärmewende
Nach einem gemeinsamen Mittagsimbiss beginnt das Programm mit den politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen. Im ersten Themenblock geht es um das GModG, den Stand der kommunalen Wärmeplanung und das Zusammenspiel von Fernwärme und Wärmepumpen. Diskutiert werden außerdem die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW), Technologieoffenheit und die Zukunft der Erdgasnetze zwischen Umwidmung, Stilllegung und Rückbau.
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| Quelle: Sophie Kirchner |
Der zweite Programmteil widmet sich grünen Gasen, die aufgrund der Biotreppe im GModG wieder stärker in den Fokus rücken. Im Mittelpunkt stehen Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit sowie die künftige Rolle von Wasserstoff, Biomethan und Biokraftstoffen im Wärmemarkt. Auch die Bedeutung der Gasnetze für eine CO2-neutrale Versorgung wird diskutiert.
Am späten Nachmittag geht es um die Finanzierung der Wärmewende. Investitionen in Wärmenetze, Bürgerbeteiligung, Refinanzierungsmodelle und die Anforderungen von Banken und Investoren stehen ebenso auf der Agenda wie regulatorische Hemmnisse beim Ausbau der Fernwärme.
Zu den angekündigten Referentinnen und Referenten zählen Ingeborg Esser, Hauptgeschäftsführerin des GdW Bundesverbandes deutscher Wohnungs- und Immobilienunternehmen, Christian Held, Rechtsanwalt und Partner bei Becker Büttner Held, Stefanie Kesting, Vorsitzende des Vorstands der Thyssengas, Birgit Lichtenstein, Vorständin der Rheinenergie, Anne Rethmann, Finanzvorständin der Thüga, Thomas Beismann, Vorstand der DZ Bank, sowie Michael Teigeler, Geschäftsführer der Stadtwerke Heidelberg Energie.
Preisverleihung als Abschluss
Mit dem Konferenzticket endet der Tag nicht. Ab 18 Uhr schließt sich im Spreespeicher die Verleihung des Preises „Energiemanager des Jahres“ an. In diesem Jahr wird Michael Teigeler, Geschäftsführer der Stadtwerke Heidelberg Energie, ausgezeichnet. Beim anschließenden Abendessen besteht weitere Gelegenheit zum Austausch mit Referenten, Jurymitgliedern und Führungskräften der Branche.
Die Konferenz richtet sich insbesondere an Geschäftsführer, Vorstände und Führungskräfte von Stadtwerken und Energieversorgern sowie an Vertreter von Kommunen, Industrie und Dienstleistern. (sag)
5. E&M-Energiemanager-Konferenz
Wann: Donnerstag, 8. Oktober 2026, ab 12 Uhr
Wo: Spreespeicher, Berlin
Thema: Wärmewende unter neuen Vorzeichen
Schwerpunkte: Gebäudemodernisierungsgesetz, kommunale Wärmeplanung, grüne Gase, Finanzierung der Wärmewende
Extra: Im Konferenzticket enthalten ist die Teilnahme an der Preisverleihung „Energiemanager des Jahres“ mit anschließendem Networking und Abendveranstaltung
Informationen und Anmeldung: www.energiemanager-online.de
Wo: Spreespeicher, Berlin
Thema: Wärmewende unter neuen Vorzeichen
Schwerpunkte: Gebäudemodernisierungsgesetz, kommunale Wärmeplanung, grüne Gase, Finanzierung der Wärmewende
Extra: Im Konferenzticket enthalten ist die Teilnahme an der Preisverleihung „Energiemanager des Jahres“ mit anschließendem Networking und Abendveranstaltung
Informationen und Anmeldung: www.energiemanager-online.de
Fernkälteboom in Wien
Quelle: Wien Energie
KÄLTETECHNIK. Der Energieversorger Wien Energie verzeichnete aufgrund des heißen Sommers bei der Fernkälte Zuwachsraten im zweistelligen Bereich.
Kühle war in diesem Sommer in der österreichischen Hauptstadt begehrt. In den heißen Monaten setzte der örtliche Energieversorger Wien Energie rund 20 Prozent mehr Fernkälte ab als im Vorjahr. Der Bedarf habe damit über dem bisherigen Höchstwert aus dem Jahr 2024 gelegen, teilt das Unternehmen mit.
Auch in Wien waren die Temperaturen im Sommer hoch; Anfang August kletterte das Thermometer auf mehr als 40 Grad. Das hatte Auswirkungen auf die Kälteversorgung: „Steigt die Außentemperatur auf 35 Grad, liegt der Fernkälte-Bedarf um rund 60 Prozent höher als an einem Sommertag mit 25 Grad“, heißt es vom Versorger.
Das Fernkältenetz in Wien hat aktuell eine Länge von 33 Kilometern. Rund 300 Gebäude werden versorgt. Zu den Abnehmern gehören unter anderem das Allgemeine Krankenhaus Wien, die Universität, das Rathaus, Hotels, Gastronomiebetriebe sowie die Staatsoper und das Theaterhaus Ronacher.
Die installierte Kälteleistung beträgt derzeit 250 MW. Bis 2030 will Wien Energie diese auf 370 MW erhöhen. Dafür sind Investitionen von rund 100 Millionen Euro vorgesehen. Ausgebaut wurde in diesem Jahr unter anderem die Kältezentrale im Gewerbehof Seestadt. Dort verdoppelte der Versorger die Leistung von 180 auf 360 kW. Die zusätzliche Kapazität steht den ansässigen Gewerbebetrieben zur Verfügung.
Technisch basiert die Fernkälte auf einem geschlossenen Kaltwasserkreislauf. In den Kältezentralen wird Wasser abgekühlt und über unterirdische Leitungen zu den angeschlossenen Gebäuden transportiert. Über Wärmetauscher nimmt das Wasser dort Wärme aus den gebäudeseitigen Kühlsystemen auf. Anschließend fließt das erwärmte Wasser zur Kältezentrale zurück und wird erneut heruntergekühlt.
Die Kälteerzeugung erfolgt unter anderem mit elektrisch betriebenen Kältemaschinen. Zusätzlich kann Abwärme aus der Müllverbrennung genutzt werden. Diese steht auch im Sommer zur Verfügung, wenn der Wärmebedarf des Fernwärmesystems niedriger ist. Für die Rückkühlung nutzt Wien Energie an geeigneten Standorten Wasser aus dem Donaukanal. Dabei wird die aus den Gebäuden abgeführte Wärme über Wärmetauscher an das Flusswasser übertragen.
Gegenüber dezentralen Klimaanlagen verlagert das System die Rückkühlung aus den einzelnen Gebäuden in zentrale Anlagen. Rückkühler auf Dächern oder an Fassaden können damit entfallen. Das reduziert dort den Platzbedarf und die Geräuschentwicklung. Und: „Das System hat gegenüber konventionellen Klimaanlagen den Vorteil, dass die Abwärme nicht an die Umgebungsluft abgegeben wird. Dadurch heizen mit Fernkälte versorgte Gebäude die umliegende Stadt nicht weiter auf.“
Wien Energie baut das System seit 20 Jahren aus. „2006 wurde der erste Liefervertrag geschlossen, 2007 nahm die erste Fernkältezentrale den Betrieb auf.“ Inzwischen betreibt das Unternehmen acht Kältezentralen, die an das Fernkältenetz angeschlossen sind. Hinzu kommen 17 dezentrale Anlagen, die einzelne Gebäude oder Gebäudekomplexe versorgen. (sag)
Verbio schafft Ergebniswende
Quelle: Fotolia / alexmat46
BILANZ. Der Biokraftstoffhersteller Verbio rechnet für das laufende Geschäftsjahr mit einem höheren Gewinn und will nach dem Turnaround die Schulden weiter senken.
Der Biokraftstoffhersteller Verbio hat sein Ergebnis im Geschäftsjahr 2025/26 deutlich gesteigert und will nach einem Jahr Pause wieder eine Dividende zahlen. „Die Ausgangslage von Verbio ist heute deutlich besser als vor zwölf Monaten. Wir haben unsere Verschuldung reduziert, die Effizienz unserer Anlagen verbessert und von den veränderten regulatorischen Rahmenbedingungen profitiert“, sagte Claus Sauter, Vorstandsvorsitzender der Verbio SE, bei der Vorstellung der Geschäaftszahlen.
Das Konzern-Ebitda stieg demnach auf 193,7 Millionen Euro, nach 14,2 Millionen Euro im Vorjahr. Damit übertraf das Unternehmen auch die im Jahresverlauf auf
160 bis 180 Millionen Euro angehobene Ebitda-Prognose. Der Umsatz erhöhte sich um 18,5 Prozent von 1,58 Milliarden auf 1,87 Milliarden Euro.
Zugleich verringerte Verbio die Nettofinanzverschuldung zum 30. Juni 2026 um 44 Prozent von 164 Millionen auf rund 92 Millionen Euro. Die Eigenkapitalquote stieg von 58,2 auf 59,7 Prozent. Vorstand und Aufsichtsrat wollen der Hauptversammlung am 4. Dezember eine Dividende von 0,20 Euro je Aktie vorschlagen. Im vergangenen Jahr hatte das Unternehmen die Ausschüttung ausgesetzt.
Produktion von Biomethan steigt
Bei der Produktion meldet das Unternehmen für 2025/26 neue Höchststände. Das Unternehmen erzeugte weltweit 1,218 Millionen Tonnen Biodiesel und Bioethanol. Im vorherigen Geschäftsjahr waren es 1,202 Millionen Tonnen gewesen. Die Biomethanproduktion stieg stärker: Sie nahm von 1,19 Milliarden auf 1,41 Milliarden kWh zu. Für seine produzierten und gehandelten Produkte beziffert Verbio die vermiedenen Emissionen auf 4,7 Millionen Tonnen CO2-Äquivalent.
Knapp 90 Millionen Euro investierte der Konzern im abgelaufenen Geschäftsjahr. Das Kapital floss nach Unternehmensangaben vor allem in den Aufbau des Geschäfts mit biobasierten Chemikalien in Europa sowie in die Produktionsanlagen in den USA.
Parallel setzte Verbio nach eigenen Angaben auf Kapitaldisziplin, Prozessoptimierungen und eine stärkere Mehrfachnutzung der eingesetzten Biomasse. Zusätzliche Erlöse erzielt das Unternehmen mit Co-Produkten wie Glycerin, Phytosterolen und biogenem CO2.
Als einen Faktor für die Ergebnisentwicklung nennt Verbio Änderungen der regulatorischen Bedingungen im deutschen Biokraftstoffmarkt. Die nationale Umsetzung der überarbeiteten Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III trat teilweise rückwirkend zum 1. Januar 2026 in Kraft. Dazu zählen laut Unternehmen der Wegfall der Doppelanrechnung fortschrittlicher Biokraftstoffe und verschärfte Kontroll- und Zertifizierungsmechanismen. Verbio erwartet davon eine stärkere physische Erfüllung der THG-Quotenverpflichtungen.
Biomethan soll zusätzliche Märkte erschließen
Beim Biomethan setzt Verbio neben dem Kraftstoffmarkt auf Anwendungen im Wärme- und Industriesektor. Im Straßengüterverkehr vermarktet das Unternehmen Bio-LNG aus Reststoffen als Alternative zu fossilem Diesel. Verbio betreibt nach eigenen Angaben eine Flotte von rund 170 Bio-CNG- und Bio-LNG-Lkw. Für den Absatz nutzt der Konzern eigene und Partner-Tankstellen; das Netz umfasst laut Verbio 46 Stationen entlang wichtiger Transitrouten.
Weitere Absatzmöglichkeiten sieht das Unternehmen im Wärmemarkt sowie bei industriellen Anwendungen. Verbio verweist dabei auf Änderungen der gesetzlichen Rahmenbedingungen für den Gebäudesektor und auf eine geplante Grüngasquote für den Gasmarkt. Vorstandschef Claus Sauter fordert zugleich, die Klimaschutzwirkung von Bio-LNG bei der Lkw-Maut anzurechnen und erneuerbare Kraftstoffe bei steuerlichen Entlastungen zu berücksichtigen.
Für das laufende Geschäftsjahr 2026/27 erwartet der Vorstand ein Konzern-Ebitda von 210 bis 250 Millionen Euro. Damit würde Verbio das Ergebnis von 193,7 Millionen Euro aus 2025/26 erneut übertreffen. Den erwarteten Zuwachs führt der Konzern vor allem auf einen höheren Ergebnisbeitrag des Segments Bioethanol/Biomethan zurück. Höhere Produktionsmengen in Nordamerika, eine steigende Biomethanproduktion und zusätzliche Beiträge aus dem THG-Quotengeschäft sollen das Ergebnis stützen. (hr)
Finanzvorstand der Gasag bestätigt
Quelle: Pixabay / Edar
PERSONALIE. Stefan Hadre bleibt weitere fünf Jahre Finanzvorstand des Berliner Energieunternehmens Gasag.
Kontinuität im Vorstand der Gasag. Finanzvorstand Stefan Hadre bleibt dem Unternehmen in der Hauptstadt weitere fünf Jahre erhalten. Sein Vertrag wurde bis Juli 2032 verlängert, teilte die Gasag mit.
Hadre gehört dem Vorstand seit August 2022 an. Er verantwortet dort die Finanzen und begleitete nach Unternehmensangaben unter anderem die strategische Weiterentwicklung der Gruppe sowie deren Finanzierungsstrategie. Dazu gehört ein Finanzierungsrahmen, der Investitionen in die Transformation und Weiterentwicklung des Unternehmens ermöglichen soll.
Vor seinem Wechsel zur Gasag war Hadre mehr als zwei Jahrzehnte für Vattenfall beziehungsweise dessen Vorgängerunternehmen Bewag tätig. Zuletzt gehörte er dem Vorstand der Vattenfall Wärme AG an.
„Stefan Hadre hat die Gasag-Gruppe in einer Zeit großer Herausforderungen mitgestaltet und wichtige Impulse für ihre erfolgreiche Weiterentwicklung gesetzt“, sagte Gasag-Aufsichtsratschef Eric Stab zur Vertragsverlängerung.
Der Vorstand der Gasag AG besteht derzeit aus drei Mitgliedern. Vorsitzender ist Georg Friedrichs. Neben ihm und Hadre gehört Matthias Trunk dem Gremium an. (sag)
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Gaspreise fallen nach iranischem Vorschlag
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Überwiegend schwächer haben sich die Energiepreise vor dem Wochenende gezeigt. Diese reagierten damit auf neue Friedenshoffnungen, die sich diesmal von iranischen Quellen nähren.
So soll Teheran der US-Regierung einen neuen Vorschlag für ein Ende des Krieges unterbreitet haben. Die New York Times und die Financial Times berichten, der iranische Außenminister Abbas Araghtschi habe mitgeteilt, dass der US-Regierung ein Plan vorgelegt worden sei. Dieser sehe vor, die Straße von Hormus innerhalb von sieben Tagen wieder zu öffnen, wenn bestimmte Bedingungen erfüllt seien. Der Plan könne sofort nach Zustimmung der US-Regierung umgesetzt werden, sagte Araghtschi demnach.
Welche Bedingungen der Iran stellt, geht aus den Berichten jedoch nicht hervor. Der iranische Präsident Massud Peseschkian hat zudem seine grundsätzliche Bereitschaft zur Herausgabe des hochangereicherten Urans im Besitz seines Landes erklärt.
Strom: Schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag präsentiert. Der Montag wurde börslich in der Grundlast gegen 13.37 Uhr mit 196,25 Euro je Megawattstunde gehandelt. Am Donnerstag hatte der Freitag selbst an der Börse im Base 176,63 Euro je Megawattstunde gekostet.
Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Montag laut Eurowind mit 21,2 Gigawatt im Base kaum höher ausfallen als am Freitag, für den 20,7 Gigawatt erwartet wurden. Allerdings zeichnet sich ein deutlicher Rückgang für die Peak-Stunden von 35,8 Gigawatt am Berichtstag auf 31,4 Gigawatt am Montag ab.
Am langen Ende sank der Day-ahead um 1,37 auf 127,82 Euro je Megawattstunde.
CO2: Wenig verändert hat sich der CO2-Markt am Freitag gezeigt. Der Dec 26 verlor bis 13.29 Uhr 0,03 auf 86,93 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 87,06 Euro, das Tief bei 86,18 Euro.
Bearishe Impulse dürften von neuen Diskussionen über die Zukunft des ETS-Emissionshandelssystems kommen. Mehrere Länder, darunter Österreich, Polen, die Slowakei, Ungarn und Tschechien setzen sich nun für Abschwächungen des ETS ein, die über die im Juli vorgelegten Reformvorschläge der Kommission hinausgehen. Als zentrales Argument für die Notwendigkeit einer zusätzlichen Aufweichung wird die Wettbewerbsfähigkeit und die damit einhergehende Gefahr der Abwanderung der betroffenen Industrien genannt. Nähere Details dieses Vorschlags sind nicht bekannt.
Erdgas: Die europäischen Erdgaspreise haben am Freitag nachgegeben. Der richtungsweisende Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.27 Uhr 3,625 auf 72,225 Euro je Megawattstunde. Der Day-ahead am deutschen THE gab 3,850 auf 72,750 Euro nach.
Marktbeobachter verwiesen auf die iranischen Entspannungssignale im Konflikt mit den USA: Zudem gehen die wartungsbedingten Kapazitätseinbußen in Norwegen zu Ende. Laut Gassco beträgt der norwegische Export nach Europa am Berichtstag rund 240,2 Millionen Kubikmeter und damit rund 16 Millionen Kubikmeter mehr als noch am Vortag. Mit der neuen Woche dürften sich die Ausfuhrmengen weiter deutlich erhöhen. Am Donnerstag hat sich die Gaskoordinierungsgruppe der EU getroffen. Diese hält die Lage am Gasmarkt für stabil. Die Kapazitätsauslastung der Speicher in der EU liegt gegenwärtig bei 70,4 Prozent. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres waren die Speicher zu 82 Prozent gefüllt. (cdg)
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Stefan Sagmeister (Chefredakteur, CVD print, Büro Herrsching)
Schwerpunkte: Energiehandel, Finanzierung, Consulting
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Korrespondent Brüssel: Tom Weingärnter
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