29. September 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
SMART METER: VDE FNN warnt vor Parallelstrukturen beim Smart Meter Light
PHOTOVOLTAIK: Solarstromerzeugung übertrifft bereits Vorjahreswert
HANDEL & MARKT
WASSERSTOFF: Wasserstoff wird an 15 Tankstellen günstiger
WIRTSCHAFT: KGAL zieht Reißleine bei Wind- und Solarpark-Fonds
GASHANDEL: EEX erweitert Gashandel um Tagesfutures
STROMNETZ: Südlink-Bau bei Bad Friedrichshall vorerst gestoppt
STATISTIK DES TAGES: Anzahl der öffentlichen Ladesäulen in Deutschland
TECHNIK
KWK: Saerbeck koppelt Biomethanproduktion mit Holzheizkraftwerk
RECHENZENTREN: Hessen dominiert bei Rechenzentren
STROMNETZ: Das Steuern verlässt die Pilotphase
STROM: Vattenfall fordert mehr Elektrifizierung
UNTERNEHMEN
WÄRME: Wärmeallianz für Koblenz
PERSONALIE: Chefsessel in Oranienburg wird frei
PERSONALIE: Weichenstellung im Vorstand in Wuppertal
PERSONALIE: DVV bestätigt neues Geschäftsführer-Duo
PERSONALIE: Wechsel in der Führung von Infrest
TOP-THEMA
Milliardenersparnis möglich
Screenshot der Online-Pressekonferenz des Fraunhofer ISE, BVES und BNE. Quelle: Katia Meyer-Tien
STROMSPEICHER.
Weniger Preisspitzen, bessere Erträge für PV-Strom: Eine Studie des Fraunhofer ISE hat die potenziellen Auswirkungen von 20 GW zusätzlichen Batteriespeichern im Jahr 2025 berechnet.
„Hätte“ und „wäre“ sind normalerweise keine Vokabeln, die Wissenschaftler allzu oft benutzen. Für die Forschenden am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE (Fraunhofer ISE) sind sie bei der Beschreibung ihres jüngsten Projektes aber essenziell: Ihr Strompreissimulator berechnet, wie sich die Strompreise seit Januar 2025 entwickelt hätten, wenn mehr Batteriespeicher im deutschen Stromnetz gewesen wären. Das Ergebnis: Zusätzliche Speicherkapazitäten könnten die Zahl der Stunden mit hohen Börsenstrompreisen deutlich reduzieren und den Marktwert von Solarstrom erhöhen.
Grundlage der Simulation sind die realen Kauf- und Verkaufsgebote am Day-Ahead-Markt des Jahres 2025. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft („bne“) und der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) stellten die Ergebnisse am 28. September in einer Pressekonferenz vor. „Speicher kosten nicht, sie zahlen sich aus“, kommentierte BVES-Bundesgeschäftsführer Urban Windelen dabei. „Wir haben es in Deutschland geschafft, Speicher zum Problem zu machen und sie nicht als Lösung zu sehen“, sagte er mit Blick auf die Debatte um Netzanschlüsse und -kapazitäten: „Vor zwei Jahren waren wir schon deutlich weiter.“
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| Beispiel: Solarspitze am 11. Mai 2025 (zum Vergrößern bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Fraunhofer ISE |
Für die Simulation wurden für das Jahr 2025 zusätzliche Batteriespeicher mit 20.000 MW Leistung und einer Speicherdauer von zwei Stunden angenommen. In diesem Szenario sank die Zahl der Stunden mit Preisen von mehr als 0,20 Euro/kWh von 169 auf 20. Das entspricht einem Rückgang um rund 88 Prozent. Auch negative Strompreise traten in der Modellrechnung seltener auf. Ihre Dauer reduzierte sich von 575 auf 271 Stunden und damit um rund 53 Prozent.
Gleichzeitig stieg der berechnete Marktwert von Solarstrom von rund 0,045 auf 0,061 Euro/kWh. Das entspricht einem Zuwachs um rund 35 Prozent. Im Beispieljahr 2025 hätte der höhere Marktwert damit den Förderbedarf nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) um bis zu 1,2 Milliarden Euro reduzieren können.
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| Beispiel: Preisspitze am 20. Januar 2025 (zum Vergrößern bitte auf die Grafik klicken) Quelle Fraunhofer ISE |
Batteriespeicher nutzen Preisdifferenzen am Strommarkt, indem sie Strom in Stunden mit niedrigen Preisen aufnehmen und ihn bei höheren Preisen wieder abgeben. Dadurch verändert sich in der Simulation sowohl das Preisniveau in Hochpreisstunden als auch in Stunden mit niedrigen oder negativen Preisen. „Die Studienergebnisse zeigen sehr konkret, wie Speicher aus einem volatilen Stromangebot ein flexibleres System machen. Wer über bezahlbaren Strom spricht, muss deshalb auch über Speicher sprechen“, sagte Windelen.
Speicherleistung wächst
Der Ausbau von Batteriespeichern in Deutschland hat 2026 weiter zugenommen. Nach Daten des vom Fraunhofer ISE betriebenen Datenportals „Energy-Charts“ stieg die installierte Leistung im ersten Halbjahr von 16,8 auf 19,2 GW. Inzwischen beziffert Energy-Charts die installierte Batteriespeicherleistung sogar auf mehr als 20 GW. BNE und BVES sehen allerdings weiteren Handlungsbedarf bei den regulatorischen und netzseitigen Rahmenbedingungen.
Die Verbände fordern unter anderem schnellere und transparentere Netzanschlüsse für Großspeicher. Bei knappen Netzkapazitäten sollen nach ihrer Vorstellung flexible Anschlussmodelle und Kriterien zum Einsatz kommen, die den Beitrag eines Projekts zur jeweiligen Netzsituation berücksichtigen.
Auch sollten sogenannte „Co-location-Projekte“ − also Speicher, die gemeinsam mit Solar- oder Windkraftanlagen betrieben werden − nach Ansicht der Verbände durch Änderungen am EEG und einen geplanten Abschöpfungsmechanismus nicht wirtschaftlich schlechter gestellt werden.
Heimspeicher sollten nach den Vorstellungen von BNE und BVES ebenfalls stärker am Strommarkt teilnehmen. Voraussetzung dafür seien ein schnellerer Smart-Meter-Rollout, einheitliche digitale Prozesse für die Direktvermarktung kleiner Anlagen sowie dynamische Stromtarife und perspektivisch dynamische Netzentgelte. „Die Fraunhofer-Daten eröffnen einen Blick in die Zukunft: Batteriespeicher fangen Preisspitzen ab, machen Solarstrom wertvoll und entlasten so den Bundeshaushalt“, sagt BNE-Geschäftsführer Robert Busch.
Quelle: Shutterstock / KI generiert
VDE FNN warnt vor Parallelstrukturen beim Smart Meter Light
SMART METER. VDE FNN sieht im Smart Meter Light keine Alternative zum intelligenten Messsystem. Stattdessen könnte die konsequente Umsetzung des 1:n-Prinzips den Rollout beschleunigen.
Die Debatte um ein Smart Meter Light ist nach der Ankündigung der Regierungskoalition im Bund wieder aufgeflammt. Im Gespräch mit E&M hat Frank Borchardt vom Forum Netztechnik/Netzbetrieb die Position des Gremiums, das die technischen Regeln für die Stromnetze im VDE erarbeitet, zu einer abgespeckten Version eines intelligenten Messsystems erläutert.
Zuvor hatte VDE FNN in einem „Impulspapier“ einen Vorschlag der „Smart-Meter-Initiative“, in der sich die Energieanbieter Octopus Energy, Rabot Energy, Ostrom und Tibber zusammengeschlossen haben, einer Bewertung unterzogen. Diese hatten im Juli des laufenden Jahres „technische und regulatorische Umsetzungsoptionen für einen kostengünstigen und cybersicheren Rollout-Pfad außerhalb der Pflichteinbaufälle“ beschrieben.
Die Autoren des VDE teilen ausdrücklich das Ziel, mehr Kunden Zugang zu digitalen Messdaten und damit etwa zu dynamischen Tarifen zu verschaffen. Es wird jedoch schnell deutlich, dass sie den von den Energieanbietern vorgeschlagenen Weg nicht mitgehen. Schon am Anfang des Management Summary geben sie zu verstehen: „Das Konzeptpapier der Smart-Meter-Initiative weist keine kostengünstigere, zugelassene, interoperable und massenmarktfähige Gesamtlösung für ein ‚Smart Meter Light‘ nach.“ Stattdessen drohe eine Fragmentierung des Messwesens in parallele Geräte-, Kommunikations-, Sicherheits- und Administrationsstrukturen. Viele der im Konzeptpapier adressierten Herausforderungen seien mit dem intelligenten Messsystem bereits gelöst, heißt es vonseiten des Verbands, der dies anhand von „Mythen“ erläutert.
Cybersicherheit spricht für das intelligente Messsystem
Mythos 1 lautet, der Rollout in Deutschland sei kompliziert, teuer und komme nicht voran. Mythos 2 bezieht sich auf die zahlreichen mutmaßlich von den meisten Kunden nicht benötigten Funktionen des intelligenten Messsystems und Mythos 3 ist laut FNN der Vorwurf, zu viele Messstellenbetreiber würden ihre Aufgabe nicht erfüllen. Deshalb stocke der Rollout.
Im Grunde sei das Smart Meter Light ein vertriebsgetriebenes Thema, sagt Frank Borchardt. Davon sei die netzdienliche Steuerung von Anlagen zu unterscheiden. Vor diesem Hintergrund stellt er rhetorische Fragen: „Soll man jetzt gedanklich immer den Spagat zwischen beiden Sichtweisen machen und definieren, dass alle Messungen im Sinne der Netzdienlichkeit über das intelligente Messsystem erfolgen, dem Messstellenbetreiber obliegen und über die Preisobergrenze abgerechnet werden? Das Messwesen, das sich auf die flexiblen Tarife bezieht und mit dem zum Beispiel Direktvermarkter oder Aggregatoren ihr Geld verdienen – soll das dann über ein Smart Meter Light abgewickelt werden?“
Um ein signifikantes Flexibilitätspotenzial vermarkten zu können, müssten viele Anlagen gebündelt werden. „Damit haben wir ein Cybersicherheitsthema, bei dem wir um ein intelligentes Messsystem nicht herumkommen“, stellt er klar.
Einer späteren Aufrüstung des Smart Meter Light erteilt Borchardt eine Absage. Erst eine Parallelinfrastruktur aufzubauen bis zu dem Punkt, an dem man realisiert, doch ein intelligentes Messsystem zu benötigen, biete keinen langfristigen Nutzen.
Statt mit einer Smart-Meter-Light-Variante wertvolle Ressourcen und Zeit zu vergeuden, plädieren Borchardt und seine Kolleginnen und Kollegen von VDE FNN für eine klare regulatorische Verankerung von Kooperationsmodellen zwischen wettbewerblichen und grundzuständigen Messstellenbetreibern. Außerdem könne eine konsequente Umsetzung des sogenannten 1:n-Prinzips, also die Anbindung mehrerer elektronischer Zähler an ein Smart Meter Gateway, den Rollout erheblich beschleunigen – vor allem im Segment der Mehrfamilienhäuser und damit auch den Kundinnen und Kunden dort den Weg zu flexiblen Tarifen ebnen.
Einen ausführlichen Beitrag zur Position des VDE FNN und das vollständige Interview mit Frank Borchardt lesen Sie in der Print-Ausgabe von Energie & Management am 1. Oktober. (fw)
Solarstromerzeugung übertrifft bereits Vorjahreswert
Quelle: Katia Meyer-Tien
PHOTOVOLTAIK. In Deutschland ist bereits Ende September mehr Solarstrom erzeugt worden als im gesamten Vorjahr. Gleichzeitig warnt der BSW-Solar vor Investitionshürden.
Die Solarstromerzeugung in Deutschland hat bereits Ende September den Jahreswert von 2025 übertroffen. Nach Angaben des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW-Solar) wurden 90,2 Milliarden kWh Solarstrom bis einschließlich 27. September 2026 erzeugt. Im gesamten vergangenen Jahr seien es 90 Milliarden kWh gewesen. Der Verband beruft sich auf aktuelle Daten der Energy-Charts des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE). Mit dem Erreichen des Schwellenwerts hat der Verband dem 27. September 2026 das Etikett ‚Solar Day‘ angeheftet.
Zum neuen Höchstwert tragen nach Angaben des BSW sowohl die hohe Zahl an Sonnenstunden in diesem Jahr als auch der weitere Ausbau der Photovoltaik bei. Der Verband verweist hierzu auf Daten des Deutschen Wetterdienstes und der Bundesnetzagentur. Während weiterhin neue Anlagen auf Wohn- und Gewerbegebäuden sowie auf Freiflächen entstehen, wachse gleichzeitig die Zahl der Batteriespeicher, die es ermögliche, Solarstrom stärker zeitversetzt und vor Ort zu nutzen.
BSW-Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig wertete den vorzeitig erreichten Vorjahreswert als Beleg für die große Bedeutung und das Potenzial der Photovoltaik im deutschen Stromsystem. Nach Verbandsangaben kann eine typische Dachanlage mit einer Leistung von rund 10 kW jährlich etwa 10.000 kWh Strom erzeugen. Damit lasse sich neben dem klassischen Haushaltsverbrauch auch ein Teil des zusätzlichen Strombedarfs etwa für Wärmepumpe und Elektroauto decken.
Trotz der hohen Stromproduktion sieht der Verband weiteren Ausbaubedarf. Nach dem derzeit geltenden EEG soll die installierte Solarleistung bis 2030 auf 215.000 MW steigen. Ende 2025 waren nach Angaben der Bundesnetzagentur rund 117.000 MW installiert. Im vergangenen Jahr kamen nach vorläufigen Angaben der Behörde 16.400 MW hinzu. Der BSW beziffert die aktuell installierte Leistung auf rund 130.000 MW. Laut BSW habe die heimische Photovoltaik 2025 etwa 20 Prozent der Stromerzeugung hierzulande ausgemacht und „zu etwa 20 Prozent den Preis an der Strombörse“ gedrückt.
Die außerordentlich hohe PV-Erzeugung fällt in die Zeit parlamentarischer Beratungen über die EEG-Novelle 2027 und das sogenannte Netzpaket. Der Bundestag hat beide Gesetzentwürfe der Bundesregierung am 24. September in erster Lesung beraten und zur weiteren Beratung an den Ausschuss für Wirtschaft und Energie überwiesen. Mit der EEG-Novelle soll das Fördersystem für erneuerbare Energien grundlegend reformiert werden. Das Netzpaket soll unter anderem den Zubau von Erneuerbaren-Anlagen und Speichern stärker mit dem Netzausbau abstimmen.
Der BSW-Solar warnt in diesem Zusammenhang vor zusätzlichen Investitionshürden. Der Verband fordert unter anderem, für kleinere Dachanlagen einen verlässlichen Vergütungsrahmen zu erhalten und diese nicht verpflichtend in die Direktvermarktung einzubeziehen. Körnig erklärte, der Rekord sei kein Anlass, beim Ausbau nachzulassen. Aus Sicht des Verbands müsse der Bundestag die vorliegende EEG-Novelle deshalb grundlegend nachbessern. (fw)
Quelle: Shutterstock / Audio und werbung
Wasserstoff wird an 15 Tankstellen günstiger
WASSERSTOFF. Der Tankstellenbetreiber H2 Mobility reduziert an 15 deutschen Standorten den Preis für grünen Wasserstoff. Ausschlaggebend sind vor allem die Erlöse aus der THG-Quote.
Zum 1. Oktober passt H2 Mobility seine Tarife an weiteren 15 Standorten nach unten an. Nach Angaben des Berliner Tankstellenbetreibers trägt vor allem die Vermarktung von Treibhausgasminderungen dazu bei, dass sich grüner Wasserstoff günstiger anbieten lässt.
Die betroffenen Tankstellen waren ursprünglich vor allem für Brennstoffzellen-Pkw ausgelegt. H2 Mobility hat sie eigenen Angaben nach inzwischen so umgerüstet, dass dort auch Busse und Lkw tanken können. Die Preissenkung betrifft damit nicht nur Pkw-Fahrer, sondern auch Verkehrsunternehmen und Logistikbetriebe mit Wasserstofffahrzeugen.
H2 Mobility betreibt mehr als 90 Wasserstofftankstellen in Deutschland und Österreich. Das Unternehmen bietet darüber hinaus Dienstleistungen rund um Betankungsanlagen und Flottenlösungen an. Bis 2028 will H2 Mobility seine Stationen vollständig mit grünem Wasserstoff versorgen, der die europäischen Anforderungen an erneuerbare Kraftstoffe nicht-biologischen Ursprungs erfüllt.
Zweite Senkung innerhalb weniger Monate
Die neue Preisrunde umfasst unter anderem Stationen in München, Bayreuth, Saarbrücken, Sindelfingen sowie an den Flughäfen Köln/Bonn und Stuttgart. Weitere Standorte liegen etwa in Düren, Frechen, Leverkusen, Herten und Wesseling.
Bereits Anfang Juni hatte H2 Mobility an fünf anderen Stationen die Preise um rund zehn Prozent reduziert. Betroffen waren Mannheim, Heidelberg, Frankenthal, Ludwigshafen und Düsseldorf-Höherweg. Dort begründete H2 Mobility die Preissenkung neben den THG-Quotenerlösen auch damit, dass sich an den leistungsstarken Stationen die Betriebskosten auf größere Wasserstoffmengen verteilen.
„Es ist wichtig, dass die Wirkung im Markt ankommt und insbesondere Verkehrsunternehmen und die Logistik von niedrigeren Betriebskosten profitieren“, sagt Martin Jüngel, Geschäftsführer und Finanzchef von H2 Mobility.
THG-Quote schafft zusätzliche Erlöse
Hinter der Preissenkung steht ein regulatorischer Mechanismus aus dem Verkehrssektor. Unternehmen, die fossile Kraftstoffe in Verkehr bringen, müssen ihre Treibhausgasemissionen schrittweise mindern. Emissionsminderungen durch erneuerbare Energieträger können dabei über den THG-Quotenhandel einen wirtschaftlichen Wert erhalten. Für Anbieter von grünem Wasserstoff entstehen dadurch zusätzliche Einnahmen.
H2 Mobility nutzt die Erlöse aus dem THG-Quotenhandel, um einen Teil der wirtschaftlichen Vorteile an die Tankkunden weiterzugeben. Voraussetzung dafür ist, dass der Wasserstoff die EU-Kriterien für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs, sogenannte RFNBO, erfüllt. Dazu muss er per Elektrolyse mit erneuerbarem Strom hergestellt werden.
Die EU verlangt zudem unter anderem, dass hierfür grundsätzlich zusätzliche erneuerbare Stromerzeugung zur Verfügung steht und Stromerzeugung und Elektrolyse zeitlich sowie geografisch aufeinander abgestimmt sind. (ds)
KGAL zieht Reißleine bei Wind- und Solarpark-Fonds
Quelle: Fotolia / caruso13
WIRTSCHAFT. Die Investmentgesellschaft KGAL löst den Infrastrukturfonds „klimaSUBSTANZ“ auf. Das Unternehmen begründet den Schritt mit zu geringem Investoreninteresse.
Der Versuch, das Fondsvolumen in wirtschaftlich ertragreiche Höhe zu bekommen, ist beendet. Die Investmentgesellschaft KGAL hat die Reißleine beim offenen Infrastrukturfonds „klimaSUBSTANZ“ gezogen, nachdem die Kapitalverwaltungsgesellschaft ihr Mandat zum 28. September 2026 gekündigt hat.
Mit der Kündigung werden keine neuen Anteile mehr ausgegeben und keine Anteile mehr zurückgenommen, teilt die Investmentgesellschaft mit Sitz im Münchner Vorort Grünwald mit. Der Fonds hat nach Unternehmensangaben rund 12,5 Millionen Euro eingesammelt. Das Geld steckt zum einen im Windpark Bliestorf nahe Lübeck und zum anderen im Solarpark Eiderstede im Kreis Rendsburg-Eckernförde.
Der Windpark besteht aus zwei Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 9,6 MW und ist seit Juni 2025 in Betrieb. Für den erzeugten Strom besteht eine Mindestvergütung von mehr als 20 Jahren. Der Solarpark verfügt über eine Leistung von 14,2 MW und ist seit Oktober 2024 in Betrieb. Die Stromerlöse sind über einen 20-jährigen Abnahmevertrag mit einem kommunalen Versorgungsbetrieb zu einem Festpreis abgesichert.
Die beiden Anlagen für erneuerbare Energien im Fonds sollen während der Abwicklung weiter betrieben und zu geeigneten Zeitpunkten verkauft werden. Verfügbare Liquidität soll schrittweise an die Anleger ausgezahlt werden, teilt KGAL mit. Ausschlaggebend für die Auflösung sei „die fehlende Aussicht auf ausreichende Neuzeichnungen, um den Fonds langfristig auf eine wirtschaftlich sinnvolle Größe zu entwickeln und das Portfolio weiter zu diversifizieren“, heißt es. Die Nachfrage nach nachhaltigen Anlageprodukten sei seit der Auflage des Fonds im Jahr 2023 zurückgegangen. Zudem seien Festgeld und Anleihen infolge der gestiegenen Zinsen für Anleger wieder attraktiver geworden.
„In dieser Situation halten wir es für verantwortungsvoller, frühzeitig Klarheit zu schaffen, statt den Fonds in der Hoffnung auf eine mögliche Vertriebsbelebung weiterzuführen“, wird KGAL-Anlageberater Michael Kohl zitiert. „Wir wollen geeignete Marktbedingungen nutzen, um bestmögliche Verkaufsergebnisse für alle Anleger zu erzielen“, so Kohl weiter.
KGAL hatte das Finanzprodukt „klimaSUBSTANZ“ im November 2023 als offenes Infrastruktur-Sondervermögen für Privatanleger aufgelegt. Die Kapitalverwaltungsgesellschaft hatte sich im Verkaufsprospekt ausdrücklich das Recht vorbehalten, die Verwaltung des Fonds zu kündigen. Als einen möglichen Grund nennt sie einen Nettoinventarwert von weniger als 300 Millionen Euro nach vier Jahren. Die Kündigung führt laut Anlagebedingungen zur Einstellung von Ausgabe und Rücknahme und zur Abwicklung des Fonds.
Kapitalverwaltungsgesellschaft ist die Universal Investment mit Hauptsitz in Frankfurt am Main. (mf)
EEX erweitert Gashandel um Tagesfutures
Quelle: EEX
GASHANDEL. Die Leipziger Energiebörse EEX erweitert ihr Angebot im Gashandel. Künftig können sich Marktteilnehmer auch für einzelne Tage absichern.
Die European Energy Exchange (EEX) erweitert ihren Handel mit Erdgas. Ab dem 23. November können Marktteilnehmer an der Leipziger Energiebörse sogenannte Tagesfutures für Erdgas handeln. Damit können sich Energieversorger und andere Unternehmen künftig auch für einzelne Tage gegen Schwankungen der Gaspreise absichern, teilte die EEX mit.
Die neuen Terminkontrakte werden für mehrere wichtige europäische Gasmärkte angeboten. Dazu gehören der niederländische Handelspunkt TTF, das deutsche Marktgebiet Trading Hub Europe (THE), der österreichische Central European Gas Hub (CEGH) und der französische Markt PEG. Die Futures werden physisch erfüllt, das heißt, Erdgas wird tatsächlich geliefert beziehungsweise abgenommen. Die neuen Tagesfutures werden über das Handelssystem T7 angeboten.
Bisher bietet die EEX vor allem Gas-Futures mit längeren Laufzeiten an, die beispielsweise einen Monat, ein Quartal oder mehrere Jahre umfassen. Solche Verträge dienen unter anderem Energieversorgern dazu, sich frühzeitig bestimmte Preise zu sichern und damit das Risiko stark schwankender Beschaffungskosten zu reduzieren.
Mit den neuen Tagesfutures soll diese Absicherung nun auch sehr kurzfristig möglich sein. Unternehmen können damit beispielsweise auf Veränderungen bei Wetter, Verbrauch oder Gasangeboten reagieren. Gerade im Winter können sich Angebot und Nachfrage innerhalb kurzer Zeit deutlich verändern.
„Die neuen Terminkontrakte sind eine wertvolle Ergänzung unseres Portfolios aus finanziellen und physischen Futures für den Gashandel und ermöglichen Marktteilnehmern eine noch präzisere Steuerung kurzfristiger Preisrisiken“, erklärt Steffen Köhler, Chief Commercial Officer der EEX.
Zusätzlich führt die Börse eine sogenannte Day-Month-Spread-Funktion ein. Dabei können Preisunterschiede zwischen einzelnen Liefertagen und einem gesamten Liefermonat gehandelt werden. Nach Angaben der EEX kann dies insbesondere während der Befüllung der Gasspeicher vor der Wintersaison von Bedeutung sein. (sag)
Südlink-Bau bei Bad Friedrichshall vorerst gestoppt
Quelle: Tennet
STROMNETZ. Ein Abschnitt der SuedLink-Trasse ruht vorerst: Welche Herausforderungen das Salzbergwerk in Bad Friedrichshall für die Energiewende bedeutet, will Transnet BW bald erläutern.
Der Bau der Stromtrasse Südlink ist ins Stocken geraten. Die Arbeiten beim Salzbergwerk in Bad Friedrichshall im Kreis Heilbronn im Norden Baden-Württembergs wurden wegen neuer geologischer Erkenntnisse unterbrochen, wie Transnet BW mitteilte. Nähere Angaben machte eine Sprecherin auf Nachfrage zunächst nicht. Gemeinsam mit dem Bergwerksbetreiber habe man einen alternativen Lösungsweg entwickelt, den man derzeit weiter ausarbeite.
Ein zentraler Abschnitt von Südlink führt durch den Raum Heilbronn. Auf den letzten rund 16 Kilometern werden die Kabel in den Grubenbauen der Südwestdeutsche Salzwerke AG unter Tage verlegt. Die Bauarbeiten hatten 2023 begonnen. Über den Fortgang der Arbeiten soll am 29. September informiert werden.
Südlink soll auf rund 700 Kilometern Strom zwischen dem Norden und dem Süden Deutschlands transportieren. Es ist eines der größten Infrastrukturvorhaben der Energiewende. Transnet BW betreut rund 80 Kilometer der Strecke und rechnet eigenen Angaben zufolge für seinen Anteil mit Kosten zwischen 8 bis 10 Milliarden Euro.
Anzahl der öffentlichen Ladesäulen in Deutschland
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zum Vergrößern bitte auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Deutschlandweit gingen im Jahr 2026 bis zum Stand am 1. September rund 9.600 neue öffentliche Ladestationen für Elektroautos in Betrieb. Im Jahr 2025 gingen insgesamt rund 19.100 neue Ladesäulen ans Netz. Aufgrund der Erhebungsmethode der Bundesnetzagentur ist die Zahl der Nachmeldungen häufig sehr hoch. Beinhaltet sind Ladesäulen, die das Anzeigeverfahren der Bundesnetzagentur abgeschlossen und einer Veröffentlichung im Internet zugestimmt haben. Insgesamt steigt auch die Anzahl der Ladepunkte für Elektroautos in Deutschland kontinuierlich.
Quelle: Fotolia / Wolfgang Jargstorff
Saerbeck koppelt Biomethanproduktion mit Holzheizkraftwerk
KWK. Die Entsorgungsgesellschaft Steinfurt mbH (EGST) hat in Saerbeck Biomethan-Aufbereitung, Biomasseheizkraftwerk und Klärschlammtrocknung gekoppelt. Damit wird nun Biomethan erzeugt.
Die Entsorgungsgesellschaft Steinfurt (EGST) hat an ihrem Standort in Saerbeck ein Energieverbundsystem aus Biomasseheizkraftwerk, Biomethan-Aufbereitung und Klärschlammtrocknung in Betrieb genommen. Mit dem Projekt verändert die kommunale Entsorgungsgesellschaft die Nutzung des Biogases, das sie seit dem Jahr 2013 in einer Bioabfallvergärungsanlage erzeugt. Die EGST ist eine hundertprozentige Tochter des Kreises Steinfurt und koordiniert in dessen Auftrag die Abfallwirtschaft im Kreis.
Bislang verstromte die EGST das Gas in EEG-geförderten Blockheizkraftwerken. Nun bereitet sie einen Teil des Biogases zu Biomethan auf und speist dieses in das Erdgasnetz ein. Damit reagiert das Unternehmen nach eigenen Angaben auch auf das Auslaufen der EEG-Förderung für bestehende Erzeugungsanlagen. Nach Angaben des Generalunternehmers „Schmidmeier NaturEnergie“ vermeiden die EGST pro Jahr rund 5.280 Tonnen CO2.
Für die Biomethan-Aufbereitung setzt die EGST eine drucklose Aminwäsche − ein chemisches Absorptionsverfahren zur Aufbereitung von Rohbiogas zu Biomethan − ein. Diese benötigt neben Strom Prozesswärme mit einer Temperatur von 140 Grad Celsius. Die Wärme stammt aus einem neu errichteten Biomasseheizkraftwerk. Als Brennstoffe dienen Gebrauchtholz der Klassen A I und A II sowie Landschaftspflegematerial. Nach den technischen Angaben von Schmidmeier Naturenergie erreicht die Anlage eine Nennwärmeleistung von 3 MW bei einer Dampfleistung von 4.600 Kilogramm pro Stunde.
Das Heizkraftwerk versorgt neben der Biomethan-Aufbereitung auch vorhandene Prozesse der Vergärungsanlage und des Kompostwerks. In einer mehrstufigen Kondensationsturbine wird der erzeugte Dampf in grünen Strom und grüne Wärme für den Standort umgewandelt. Die EGST beziffert die jährliche Stromerzeugung auf 2,25 Millionen kWh und die Wärmeerzeugung auf 22 Millionen kWh.
Die Biomethananlage verarbeitet nach Angaben des Unternehmens bis zu 350 Kubikmeter Rohbiogas pro Stunde. Daraus entstehen bis zu 200 Kubikmeter Biomethan pro Stunde. Mit der Einspeisung erschließt die EGST für das bisher vor allem zur Stromerzeugung eingesetzte Biogas einen weiteren Absatzweg. Zugleich lässt sich die Wärmebereitstellung für die Gasaufbereitung mit der Strom- und Wärmeerzeugung aus dem Biomasseheizkraftwerk koppeln.
Die auf diesem Weg erzeugte Wärme wird künftig auch die neu errichtete Klärschlammtrocknungsanlage versorgen. Die EGST verarbeitet dort jährlich rund 18.000 Tonnen Klärschlamm aus den Kommunen des Kreises Steinfurt. Die Anlage trocknet das Material laut technischen Angaben von 22,5 Prozent auf 90 Prozent Trockensubstanz. Die Trocknerleistung liegt bei rund 1,6 MW. Ziel ist es, Masse und Volumen des zu entsorgenden Klärschlamms zu reduzieren.
Kennzeichnend für das Projekt ist damit weniger eine einzelne neue Anlage als die Verbindung mehrerer Stoff- und Energieströme. Das Biomasseheizkraftwerk stellt Dampf für die Stromerzeugung und Wärme für die Biomethan-Aufbereitung, bestehende Prozesse sowie die Klärschlammtrocknung bereit. Die Bioabfallvergärung wiederum liefert das Rohgas für die Biomethanproduktion. Brennstoffe für das Heizkraftwerk stammen nach Unternehmensangaben aus eigenen Stoffströmen der EGST und aus dem Kreis Steinfurt.
Johannes Wermers, verantwortlich für das Energiemanagement und die Anlagenoptimierung bei der EGST, betonte die spezifische Herausforderung bei diesem Verbundprojekt: „Die Besonderheit liegt im notwendigen Zusammenspiel des Bestandes mit den Neuanlagen, die perfekt aufeinander abgestimmt betrieben werden müssen. Auch die Klärschlammtrocknung war uns sehr wichtig und konnte optimal integriert werden.“
Schmidmeier Naturenergie übernahm das Projekt als Generalunternehmer. Das Unternehmen verantwortete nach eigenen Angaben Tiefbau, Hochbau und Anlagentechnik einschließlich der Abgasbehandlung des Biomasseheizkraftwerks und der Abluftbehandlung der Klärschlammtrocknung. (hr)
Hessen dominiert bei Rechenzentren
Rechenzentrum. Quelle: Shutterstock / Photocreo Michal Bednarek
RECHENZENTREN. Die Anschlussleistung von Rechenzentren ist in Deutschland ungleich verteilt. Eine IFA-Auswertung sieht Hessen bei Bestandsanlagen klar vorn, bei neuen Projekten führt Brandenburg.
Die elektrische Anschlussleistung von Rechenzentren konzentriert sich in Deutschland bislang stark auf wenige Regionen. Nach einer Auswertung der IFA Berlin entfallen knapp 70 Prozent der erfassten Anschlussleistung bestehender Rechenzentren allein auf Hessen. Zugleich deuten die angekündigten Neubauprojekte auf einen deutlichen weiteren Anstieg des Leistungsbedarfs hin.
Für die Untersuchung hat die IFA Berlin Daten der Plattform Data Center Map zu insgesamt 573 Rechenzentren in Deutschland ausgewertet. Für 218 Standorte lagen Angaben zur Anschlussleistung in MW vor. 151 dieser Rechenzentren befinden sich demnach in Betrieb, 67 weitere sind im Bau oder in Planung. Die IFA greift das Thema auf, weil digitale Infrastrukturen, Edge- und Cloud-Computing sowie Konnektivität zu den diesjährigen Schwerpunkten der Elektronikmesse in Berlin gehören.
Die 151 Bestandsanlagen mit Leistungsangabe kommen zusammen auf 1.763,9 MW. Davon entfallen 1.229,8 MW auf Hessen. Dort befinden sich 63 Rechenzentren, für die eine Anschlussleistung angegeben ist. Mit deutlichem Abstand folgen Brandenburg mit 123,5 MW und Nordrhein-Westfalen mit 107,7 MW.
Für zahlreiche Standorte fehlen Leistungsangaben
Bei der durchschnittlichen Anschlussleistung pro Rechenzentrum ergibt sich ein anderes Bild. Unter den Bundesländern mit mindestens fünf erfassten Bestandsanlagen liegt Brandenburg mit durchschnittlich 20,6 MW je Rechenzentrum vorn. Hessen folgt mit 19,5 MW vor Berlin mit 10,7 MW. Für Baden-Württemberg weist die Auswertung im Mittel 6,1 MW aus, für Bayern 4,2 MW.
Auch auf Ebene der größten Städte zeigt sich die starke Konzentration auf den Raum Frankfurt. Unter den 20 größten deutschen Städten kommt Frankfurt am Main auf 581,6 MW erfasste Anschlussleistung. Berlin folgt mit 96,5 MW, Hamburg mit 31,9 MW. Auch bei der durchschnittlichen Anschlussleistung liegt Frankfurt mit 13,2 MW je Rechenzentrum vor Berlin mit 10,7 MW und München mit 4,7 MW.
Deutlich größer als bei den bestehenden Anlagen fallen die Leistungen der geplanten Projekte aus. Für 67 Rechenzentren im Bau oder in Planung weist die Datengrundlage zusammen eine potenziell verfügbare Anschlussleistung von 6.433,7 MW aus. Den höchsten Wert erreicht Brandenburg mit 2.598 MW, gefolgt von Hessen mit 1.688,9 MW und Baden-Württemberg mit 708 MW.
Bei der Zahl der neuen Projekte liegt Hessen mit 24 Vorhaben wieder vorn, knapp vor Brandenburg mit 22. Für Berlin ergibt die Auswertung neun, für Bayern fünf geplante oder im Bau befindliche Rechenzentren. In Hamburg, Sachsen, dem Saarland, Bremen und Thüringen ist laut Datensatz derzeit kein entsprechendes Projekt bekannt.
Die Zahlen bilden allerdings nicht die gesamte Rechenzentrumsleistung in Deutschland ab. Für zahlreiche Standorte fehlen der IFA zufolge Leistungsangaben. Für Thüringen, Bremen, Sachsen-Anhalt und Mecklenburg-Vorpommern haben gar keine MW-Werte vorgelegen. Die Daten entsprechen dem Stand im August 2026. Ob alle angekündigten Projekte tatsächlich realisiert werden und mit welcher Leistung, sei offen, so die IFA. (fw)
Das Steuern verlässt die Pilotphase
Quelle: Davina Spohn
STROMNETZ. Das Steuern von Anlagen in der Niederspannung kommt im Produktivbetrieb an. Es gibt allerdings noch Hindernisse, wie in einem Beitrag in Energie & Management zu lesen ist.
Beim Steuern über intelligente Messsysteme mehren sich die Meldungen aus dem produktiven Betrieb. Thüga Smart Service hat im August nach eigenen Angaben die ersten fünf Messstellenbetreiber mit seinem CLS-Management in den Livebetrieb gebracht. Bis Ende des Jahres sollen insgesamt 40 Produktivsetzungen folgen. Auch Metrify meldet Fortschritte: Der Messstellenbetreiber aus der Enpal-Gruppe hatte Ende Juni gemeinsam mit Partnern die Installation von 10.000 intelligenten Messsystemen mit integrierter CLS-Steuerlösung bekannt gegeben. Für 2026 sind 70.000 Smart Meter Gateways mit Steuerungsfunktion geplant.
Eine durchgängige Prozesskette digital und massentauglich abzubilden, ist nun die Herausforderung − bis in die Abrechnungssysteme und Marktkommunikation hinein. Damit verschiebt sich der Engpass zunehmend von der Hardware zu den Prozessen. Die Gerätehersteller könnten inzwischen mit Recht darauf verweisen, dass Steuerungstechnik verfügbar sei und funktioniere, sagt Frank Hirschi, Manager bei der Horizonte-Group. „Aufseiten der Messstellenbetreiber liegt die Herausforderung inzwischen weniger in der grundsätzlichen Verfügbarkeit der Steuerungstechnik als in der Integration in durchgängige End-to-End-Prozesse und die bestehenden Backend-Systeme“, so Hirschi im Gespräch mit E&M.
Prozessprobleme und schlechte Datenqualität bremsen
Wie groß die Lücke noch ist, zeigen vorläufige Ergebnisse des „HG-Marktblicks 2026“ der Horizonte-Group. Demnach haben 61 Prozent der befragten Messstellenbetreiber noch keine Steuerungseinrichtung produktiv im Einsatz. Rund 70 Prozent befinden sich noch in Labortest, MVP oder Pilotierung. Besonders häufig nannten die Teilnehmer Prozessprobleme und Schwierigkeiten mit der Datenqualität. Die Berater sehen deshalb Ende-zu-Ende-Prozesse und Backend als kritischen Pfad und prognostizieren erst 2027 als entscheidendes Skalierungsjahr.
Dass vor allem ERP- und Abrechnungssysteme den Fortschritt bremsen, hat laut Benjamin Meyer vom IT-Dienstleister Kisters auch historische Gründe. Die Anbieter dieser Systeme hätten in den vergangenen Jahren zahlreiche andere regulatorische und technische Großprojekte bewältigen müssen. Und das Steuern habe lange hinter dem stockenden Mess-Rollout zurückgestanden und sei erst mit dem Solarspitzengesetz im Februar 2025 wirklich zur Priorität geworden, so Meyer im Gespräch mit E&M.
In Bestandsanlagen dominiere allerdings häufig noch die Relaistechnik, die zusätzliche Verdrahtung benötigt und nur ein vierstufiges Schalten ermögliche. Für solche Anlagen seien inzwischen Lösungen verfügbar, die digitale Befehle in Relaissignale übersetzen. Meyer ist deshalb überzeugt: „Es gibt jedenfalls keinen Grund, beim Steuer-Rollout zu warten.“ Zugleich betont er: „Unser eigentliches Zielbild ist aber die digitale Schnittstelle.“ Über standardisierte Protokolle wie EEBus lassen sich Leistungsgrenzen für ein stufenloses Steuern vorgeben und Rückmeldungen digital verarbeiten.
Langfristig dürfte es darauf hinauslaufen, Verbrauch und Einspeisung stärker gemeinsam zu betrachten. VDE FNN hat dafür im Mai ein Zielbild vorgelegt, nach dem Steuerungsmaßnahmen möglichst am Netzanschlusspunkt ansetzen sollen. Dies soll parallele Regelungsregime vereinfachen und Energiemanagementsystemen mehr Spielraum für die Optimierung der Kunden hinter dem Netzanschlusspunkt lassen.
Einen ausführlichen Beitrag zum Steuern lesen Sie in der Print-Ausgabe von Energie & Management vom 1. Oktober 2026.
Vattenfall fordert mehr Elektrifizierung
Hauptsitz der Vattenfall Europe AG in Berlin. Quelle: Vattenfall
STROM. Der Deutschlandchef von Vattenfall, Robert Zurawski, plädiert angesichts der steigenden Öl- und Gaspreise für mehr Stromanwendungen im Energiesystem.
In der Diskussion um die Energiepreisentwicklung hat sich der Deutschlandchef von Vattenfall zu Wort gemeldet: „Elektrifizierung ist längst nicht mehr nur eine Frage des Klimaschutzes. Sie ist auch ein wichtiger Baustein für Preisstabilität, Versorgungssicherheit und die Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands und Europas“, heißt es in einer Mitteilung des Konzerns.
Zurawski sieht in der aktuellen Preisentwicklung bei fossilen Energieträgern einen Hinweis auf die Abhängigkeit Deutschlands und Europas von internationalen Rohstoffmärkten. „Solange wir fossile Energieträger importieren müssen, importieren wir auch geopolitische Risiken und deren Auswirkungen auf die Preise“, sagt er.
Vattenfall verweist darauf, dass der europäische Referenzpreis für Erdgas, der TTF-Frontjahreskontrakt, seit Ende August um rund ein Fünftel gestiegen sei. Zeitweise habe er den höchsten Stand seit Anfang 2023 erreicht. Auch der internationale Referenzpreis für Rohöl habe deutlich zugelegt.
Höhere Energiepreise wirkten sich nicht nur direkt auf Heizkosten sowie Benzin- und Dieselpreise aus. Sie könnten nach Einschätzung des Unternehmens über Produktionsprozesse, Vorprodukte, Transporte und Dienstleistungen auch die Inflation verstärken.
Zurawski fordert deshalb eine stärkere Elektrifizierung von Wärme, Verkehr und Industrie. „Jede zusätzliche Wärmepumpe, jedes Elektrofahrzeug und jeder elektrifizierte Industrieprozess reduziert den Bedarf an fossilen Brennstoffen und damit die Anfälligkeit gegenüber globalen Preisschocks“, erklärt der Vattenfall-Deutschlandchef.
Voraussetzung dafür seien ein schnellerer Ausbau der erneuerbaren Energien, leistungsfähigere Stromnetze sowie zusätzliche Speicher und Flexibilitätsoptionen. Erneuerbare Energien hätten zudem den Vorteil, dass für ihre Stromerzeugung keine Brennstoffkosten anfallen.
Nach Schätzungen der Europäischen Kommission importiert die Europäische Union rund 90 Prozent ihrer fossilen Energieträger. Deutschland gibt laut Vattenfall jährlich rund 80 Milliarden Euro für Erdöl, Erdgas und Kohle aus. Würde der fossile Energiebedarf durch Elektrifizierung um ein Viertel sinken, könnten nach einer Rechnung des Konzerns bei gleichbleibenden Preisen rund 20 Milliarden Euro an Importausgaben jährlich entfallen.
Die derzeitige Lage sei allerdings nicht mit der Energiekrise 2022 vergleichbar, betont Vattenfall. Europa verfüge heute über zusätzliche LNG-Importkapazitäten und mehr erneuerbare Stromerzeugung.
Die neuen Geschäftsführer der Wärme Moselbogen GmbH: Christopher Dold und Norman Spaniol. Quelle: EVM / Sascha Ditscher
Wärmeallianz für Koblenz
WÄRME. Evm und Iqony bündeln ihr Wärmegeschäft im Koblenzer Rauental. Bis 2034 sollen rund 500 weitere Gebäude an das gemeinsame Wärmenetz angeschlossen werden.
Die Energieversorgung Mittelrhein („evm“) und Iqony Energies bündeln zum 1. Oktober 2026 ihr Wärmegeschäft im Koblenzer Stadtteil Rauental in der gemeinsamen „Wärme Moselbogen GmbH“. Beide Unternehmen halten jeweils 50 Prozent an der Gesellschaft. Das Bundeskartellamt hat der Gründung zugestimmt, wie die Unternehmen mitteilen.
Die Geschäftsführung der Wärme Moselbogen GmbH sollen Christopher Dold, Fachbereichsleiter Wärme- und Energieanwendungstechnik bei EVM, und Norman Spaniol übernehmen. Bestehende Wärmeversorgungsverträge von EVM und Iqony sollen auf die neue Gesellschaft übertragen werden, ohne dass sich Preise und Vertragsinhalte ändern.
Die Pläne der Partner sind ambitioniert: 500 neue Gebäude sollen bis 2034 in mehreren Ausbaustufen an das Wärmenetz angeschlossen werden. In einem ersten Schritt ist der Anschluss von 120 Gebäuden vorgesehen.
Parallel zum Netzausbau wollen die Unternehmen auch die Wärmeerzeugung weiterentwickeln. Dafür prüfen sie unter anderem den Einsatz einer Flusswasserwärmepumpe, die Umweltwärme aus der Mosel für die Wärmeversorgung nutzbar machen soll. Das Vorhaben befindet sich laut EVM und Iqony derzeit in einer frühen Planungs- und Genehmigungsphase. (kmt)
Chefsessel in Oranienburg wird frei
Peter Grabowksy. Quelle: Stadtwerke-Oranienburg
PERSONALIE. Mehr als 1.000 Kilometer Pendelstrecke jede Woche, Jobofferte in der Heimatregion – Peter Grabowsky gibt seinen Geschäftsführerposten in Oranienburg auf.
Schluss nach rund 150.000 Kilometern. Seit mehr als drei Jahren pendelt Peter Grabowsky zwischen Wohnort im Rheinland nahe Düsseldorf und Arbeitsplatz in Oranienburg. Am 1. April 2023 hatte er den Geschäftsführerposten bei den Stadtwerken in der brandenburgischen Kommune übernommen. Seither gehören zu seiner Arbeitswoche insgesamt gut 1.000 Kilometer für Hin- und Rückreise. Nun will der 59-Jährige die Pendelbelastung reduzieren und wieder näher bei seiner Familie tätig sein, wie die Stadtwerke mitteilen. Auch liegt ihm dem Vernehmen nach ein Angebot vor, „die Geschäftsführung eines Stadtwerks in seiner Heimatregion zu übernehmen“.
Wann genau Grabowsky seinen Posten freimacht, ist noch offen. „Die Beendigung seiner Geschäftsführertätigkeit in Oranienburg soll nun in gegenseitigem Einvernehmen gemeinsam mit der Stadt Oranienburg und dem Aufsichtsrat erfolgen“, heißt es in der Mitteilung der Stadtwerke.
Olaf Lüke, Geschäftsführer der „LE.O Gruppe“, zu der die Stadtwerke gehören, würdigt in der Mitteilung das Wirken des Stadtwerke-Chefs: „Mit dem Ausscheiden von Peter Grabowsky verlieren wir einen klugen Kopf, der viel für unsere Stadtwerke bewegt hat. Er hat Veränderungen in Angriff genommen und die Weichen für die Zukunft gestellt.“
In Grabowskys Zeit als Geschäftsführer fällt das nach Angaben der Stadtwerke größte Investitionsvorhaben des Versorgers – der Bau eines neuen Umspannwerks. Die Arbeiten begannen in diesem Jahr.
Hintergrund: Im April 2024 genehmigten die Stadtwerke keine Hausanschlüsse ans Stromnetz mehr. Der Bundesnetzagentur teilten sie mit, dass im Hochspannungsnetz „keine ausreichende Leistung für die wachsende Stadt“ zur Verfügung gestellt werden könne. Gemeinsam mit dem Hochspannungsnetzbetreiber fand man anschließend eine temporäre Lösung – der Netzbetreiber stellte zusätzliche Leistung bereit. (mf)
Weichenstellung im Vorstand in Wuppertal
Oberbürgermeisterin Miriam Scherff (m), WSW-Aufsichtsratsvorsitzender Benjamin Thunecke (l.), Betriebsratsvorsitzende Sonja Detmer (2. v. l.) und die Vorstände Markus Hilkenbach (2. v. r.), Markus Schlomski (r.) Ingo Hannemann (3. v. l.).Quelle: Kintopp F
PERSONALIE. Markus Hilkenbach und Markus Schlomski bleiben weitere fünf Jahre in ihren Funktionen bei der WSW-Gruppe. Ingo Hannemann übernimmt den Technikvorstand der Tochter „Energie & Wasser“.
Der WSW-Aufsichtsrat hat Markus Hilkenbach und Markus Schlomski vorzeitig für weitere fünf Jahre bestätigt und Ingo Hannemann zum neuen technischen Vorstand der WSW Energie & Wasser AG berufen, teilt die Unternehmensgruppe mit. Hilkenbach (52) bleibe Vorsitzender der Geschäftsführung der WSW Wuppertaler Stadtwerke GmbH sowie Vorsitzender der Geschäftsführung der WSW mobil GmbH. Schlomski (58) bleibe Geschäftsführer und Arbeitsdirektor der beiden Gesellschaften, heißt es.
Unverändert weiter gelte der Fünf-Jahres-Vertrag der dritten WSW mobil-Geschäftsführerin Sabine Schnake. Schnake (62) war zum 1. Februar 2023 in die Geschäftsführung bestellt worden.
Auch bei der WSW Energie & Wasser AG behalten laut Mitteilung beide ihre bisherigen Funktionen. Hilkenbach fungiert weiterhin als Vorstandsvorsitzender, Schlomski als Vorstand und Arbeitsdirektor. Ihre Verträge seien vorzeitig um fünf Jahre vom 1. Januar 2027 bis zum 31. Dezember 2031 verlängert worden.
Neu in den Vorstand der WSW Energie & Wasser AG kommt Ingo Hannemann. Der Diplom-Ingenieur übernimmt zum 1. November 2026 das Amt des technischen Vorstands. Seine Bestellung läuft bis zum 31. Oktober 2031. Zu seinen Aufgaben soll insbesondere die Umsetzung der Energiewende in den Sparten Strom, Wärme, Netze und Erzeugung gehören.
Hannemann verfügt nach Angaben der WSW über mehr als 25 Jahre Erfahrung in der Energie- und Wasserwirtschaft. Der Elektrotechniker war nach Tätigkeiten in der Beratung und innerhalb der MVV-Energie-Gruppe von 2009 bis 2017 bei den Stadtwerken Osnabrück für den Geschäftsbereich Technik Energie-Wasser-Abwasser verantwortlich.
Von 2018 bis 2025 war Hannemann technischer Geschäftsführer von „Hamburg Wasser“. Ab 2021 war er dort zusätzlich Sprecher der Geschäftsführung.
Hannemann folgt auf Peter Storch, der zum 31. Oktober 2026 vertragsgemäß aus der WSW Energie & Wasser AG ausscheidet, wie es weiter heißt. Storch gehört dem Vorstand seit dem 1. Januar 2009 an und verantwortet bislang Netzmanagement, Netzservice und Energieerzeugung. (mf)
DVV bestätigt neues Geschäftsführer-Duo
Quelle: Fotolia / s_l
PERSONALIE. Die Duisburger Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft (DVV) hat die Verträge der beiden Geschäftsführer um ein Jahr verlängert.
Marcus Vunic und Andreas Gutschek bleiben bis Ende September 2027 auf ihren Posten. Das haben die Aufsichtsräte der DVV, der Stadtwerke Duisburg AG und der Duisburger Verkehrsgesellschaft AG (DVG) beschlossen, teilte das Unternehmen mit. Sie hatten ihre Aufgaben im Februar dieses Jahres übernommen.
Vunic und Gutschek führen seit Februar sowohl die Konzernholding DVV als auch die beiden zentralen Tochtergesellschaften Stadtwerke Duisburg für den Energiebereich und die Duisburger Verkehrsgesellschaft (DVG) für den öffentlichen Nahverkehr. Damals wurde die bisherige Führung der drei Gesellschaften mit sofortiger Wirkung abberufen und die Dienstverträge beendet (wir berichteten).
Ausgangspunkt waren Vorwürfe im Zusammenhang mit möglichen Unregelmäßigkeiten bei der Vergütung ehemaliger Betriebsratsmitglieder sowie einzelner leitender Angestellter. Eine externe Rechtsanwaltskanzlei war mit der Untersuchung beauftragt worden. Nach Angaben des Unternehmens bestand zudem der Verdacht, dass die damalige Unternehmensführung die Aufklärung behindert habe.
In der Folge übernahm der bereits zur DVV-Geschäftsführung gehörende Vunic gemeinsam mit Gutschek die Leitung. Gutschek war zuvor bereits Vorstand bei den Stadtwerken Duisburg und der DVG und wurde im Februar zusätzlich in die DVV-Geschäftsführung berufen. Seither gibt es eine durchgängige Unternehmensleitung für DVV, Stadtwerke und DVG.
Zudem bestellte der DVV-Aufsichtsrat Marcus Vunic zum Arbeitsdirektor. Diese Funktion ist für größere, paritätisch mitbestimmte Unternehmen gesetzlich vorgesehen. (sag)
Wechsel in der Führung von Infrest
Andreas Winkmann. Quelle: Caroline Pitzke
PERSONALIE. Andreas Winkmann verstärkt zum 1. Oktober die Geschäftsführung des Infrastrukturdienstleisters Infrest. Er folgt auf Jürgen Besler.
Die Berliner „Infrest – Infrastruktur eStrasse GmbH“ stellt ihre Geschäftsführung neu auf. Zum 1. Oktober übernimmt Andreas Winkmann gemeinsam mit Andrea Pieper die Leitung des Unternehmens. Pieper gehört der Geschäftsführung seit 2025 an. Infrest entwickelt Software für die Planung und Koordination von Tiefbau- und Leitungsarbeiten, etwa für Strom-, Gas-, Wasser- und Telekommunikationsnetze. Winkmann kommt von der NBB Netzgesellschaft Berlin-Brandenburg. Dort leitet er bislang das Konzessionsmanagement und ist für den Austausch mit Städten, Gemeinden und zahlreichen Infrastrukturpartnern zuständig.
Mit der erweiterten Geschäftsführung reagiert Infrest auf den wachsenden Abstimmungsbedarf bei Infrastrukturprojekten. Energie- und Wärmewende sowie der Netzausbau erforderten eine engere Koordination von Tiefbau- und Leitungsarbeiten, so das Unternehmen. Damit Investitionen planmäßig umgesetzt werden könnten, müssten Informationen und Genehmigungen schneller verfügbar sein und die beteiligten Akteure enger digital zusammenarbeiten.
Mit dem Wechsel scheidet Jürgen Besler nach 15 Jahren aus der Geschäftsführung aus. Er führte Infrest seit 2011 und baute nach Unternehmensangaben unter anderem die digitalen Plattformen und Dienstleistungen des Unternehmens mit auf.
Infrest wurde 2010 gegründet und ist ein Gemeinschaftsunternehmen der NBB Netzgesellschaft Berlin-Brandenburg, der BEN Berliner Energie und Netzholding sowie der BEW Berliner Energie und Wärme. Nach eigenen Angaben nutzen bundesweit mehr als 15.000 Bau- und Planungsunternehmen, Netzbetreiber und Kommunen die IT-Lösungen des Unternehmens. (ds)
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Wie gewonnen, so zerronnen - Friedenshoffnungen
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Fest haben sich die Energiemärkte am Montag gezeigt. Nur CO2 machte mit leichten Abgaben eine Ausnahme. Zurückzuführen sind die Aufschläge auf das Scheitern der jüngsten Friedenshoffnungen im Irankrieg. Der Iran hatte den USA am Rande der UN-Vollversammlung einen Vorschlag zur Öffnung der Straße von Hormus unterbreitet. Den lehnte US-Präsident Trump nun ab. Als Bedingungen forderte Iran ein Ende der US-Seeblockade gegen iranische Häfen, die Aufhebung von Sanktionen gegen den Verkauf von iranischem Öl und eine Waffenruhe, die auch den Libanon einschließt. Das Wall Street Journal schrieb unter Berufung auf US-Regierungsvertreter, Trump erwäge nach den Kongress-Zwischenwahlen im November eine Wiederaufnahme der Angriffe auf Iran.
Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt vor dem Hintergrund stärkerer Nachbarmärkte am Montag gezeigt. Der Dienstag wurde in der Grundlast mit 166,00 Euro je Megawattstunde gehandelt, für die Spitzenlast mussten 155,50 Euro je Megawattstunde gezahlt werden. An der Börse wurde der Base mit 165,83 Euro und der Peak mit 155,08 Euro gesehen. Am Freitag war der Montag selbst börslich in der Grundlast mit 196,25 Euro je Megawattstunde gehandelt worden.
Grund für den Preisrückgang von Montag auf Dienstag ist der erwartete Anstieg der Erneuerbaren-Einspeiseleistung. Deren Beitrag dürfte am Dienstag laut den Meteorologen von Eurowind 25,1 Gigawatt betragen. Für den Montag waren nur 21,4 Gigawatt prognostiziert worden. Am Mittwoch soll die Wind- und Solar-Einspeiseleistung sich noch weiter nach oben entwickeln. Für die Tage danach hingegen dürften die Werte sehr moderat ausfallen. Das US-Wettermodell rechnet für Deutschland mit einer längeren Phase mit wenig Wind. Die milden Temperaturen gehen langsam auf ihre saisonalen Durchschnittswerte zurück.
Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr 1,91 Euro auf 129,73 Euro je Megawattstunde.
CO2: Leichter haben sich die CO2-Preise am Montag gezeigt. Der Dec 26 sank bis gegen 13.30 Uhr um 0,46 Euro auf 86,32 Euro je Tonne. Das Hoch lag bei 87,39 Euro, das Tief bei 86,16 Euro.
Die Widerstandsfähigkeit des CO2-Marktes war das Hauptmerkmal der vergangenen Woche: Die EUA-Preise gaben trotz Rückgängen von 9,4 Prozent bei den Gas-Terminkontrakten für den nächsten Monat und von 7,5 Prozent bei deutschen Strompreisen lediglich um 0,1 Prozent nach. Für die laufende Woche ist allerdings das höchste Primärmarktvolumen seit dem 8. Juni angesetzt, was den Dec 26 unter Druck bringen könnte. Die Analysten von Vertis sehen Unterstützung bei 85,38 Euro bis 85,48 Euro, Widerstand bei 87,75 Euro und danach bei 88,53 Euro.
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Montag deutlich zugelegt. Der richtungsweisende Frontmonat am niederländischen TTF kletterte bis gegen 13.29 Uhr um 2,575 Euro auf 74,150 Euro je Megawattstunde.
Die europäischen Erdgaspreise stiegen, da die Aussicht auf eine Streitbeilegung im Irankrieg gesunken ist. Die norwegischen Gasexporte belaufen sich am Montag auf 260,1 Millionen Kubikmeter. Das ist zwar deutlich mehr als an den Vortagen, der Umfang der Ausfuhren ist jedoch weiter sehr moderat. Ein weiterer bullisher Faktor ist laut Auskunft von Händlern die Erholung der chinesischen LNG-Importe. (cdg)
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