Die Ergebnisse stehen vor der anstehenden Reform des Energieeffizienzgesetzes (EnEfG). Der Bundestagsausschuss für Wirtschaft und Energie berät am 5. Oktober über die geplanten Änderungen, die bestehende Effizienzvorgaben lockern sollen. Das FÖS warnt davor, die Anforderungen abzuschwächen, und fordert stattdessen eine stärkere Verknüpfung staatlicher Entlastungen mit Investitionen in die Transformation der Industrie.

„Unsere Analyse deckt ein deutliches Ungleichgewicht auf: Der Staat entlastet energieintensive Unternehmen massiv mit Milliardensummen, fordert aber noch zu selten im Gegenzug Investitionen, die den Energieverbrauch nachhaltig senken“, erklärt Florian Zerzawy, Teamleiter Energie beim FÖS und Hauptautor der Studie. Dadurch blieben wirtschaftliche Einsparpotenziale ungenutzt, obwohl sich entsprechende Maßnahmen gerade bei hohen Energiepreisen häufig schnell rechneten.

Einsparpotenzial von 29 Milliarden Euro jährlich

Frühere Studien zeigen laut FÖS, dass die deutsche Industrie ihren Energieverbrauch um etwa 40 Prozent reduzieren könnte. Die dafür erforderlichen Effizienzmaßnahmen seien wirtschaftlich rentabel und könnten langfristig rund 29 Milliarden Euro Energiekosten pro Jahr einsparen. Ein Teil dieses Potenzials bleibe jedoch ungenutzt, weil staatliche Entlastungen den Kostendruck auf Unternehmen verringerten und damit Investitionsanreize schwächten.
 Auch dort, wo Unternehmen für staatliche Hilfen ökologische Gegenleistungen erbringen müssen, reichen die Vorgaben nach Einschätzung des FÖS häufig nicht aus. Sie bezögen sich teilweise nur auf einen Teil der gewährten Entlastungen oder beschränkten sich auf Maßnahmen mit besonders kurzen Amortisationszeiten. Damit würden nicht alle wirtschaftlich sinnvollen Effizienzmaßnahmen erfasst.

Die Studie unterscheidet zudem zwischen verschiedenen Arten von Subventionen. Entlastungen für fossile Energieträger könnten Effizienzanreize stärker beeinträchtigen als Strompreissubventionen. Auch Regelungen mit Schwellenwerten, die einen höheren Energieverbrauch begünstigen, sowie pauschale Entlastungen könnten Fehlanreize verstärken. Benchmarks und ökologische Gegenleistungen könnten diese Effekte zwar verringern, aber nicht vollständig ausgleichen.

Subventionen an Investitionen koppeln

Reformbedarf sieht das FÖS insbesondere bei Energie- und Stromsteuersubventionen, Netzentgelten und der Konzessionsabgabe. Unternehmen sollten nach Auffassung der Studienautoren verpflichtet werden, erhaltene Entlastungen in gleicher Höhe in Energieeffizienz- oder Klimaschutzmaßnahmen zu investieren. Allein bei diesen Entlastungen könnten so jährlich zunächst mehr als neun Milliarden Euro für die Transformation mobilisiert werden.
 
Als mögliche Grundlage für Verpflichtungen nennt das FÖS Maßnahmen, die Unternehmen bereits im Rahmen von Energie- oder Umweltmanagementsystemen identifiziert haben. Vergleichbare Anforderungen gebe es teilweise schon bei bestehenden Regelungen, etwa bei der Strompreiskompensation und der Carbon-Leakage-Verordnung.

Die Autoren plädieren dafür, frei werdende Mittel gezielt in Effizienzmaßnahmen und tiefgreifende Veränderungen industrieller Produktionsprozesse umzulenken. Dazu zählen etwa die Elektrifizierung von Prozesswärme und der Einsatz von Wasserstoff. Solche Technologien seien unter den aktuellen Marktbedingungen teilweise noch nicht vollständig wirtschaftlich.

Carolin Schenuit, geschäftsführende Vorständin des FÖS, sieht Energieeffizienz deshalb auch als Beitrag zur Wettbewerbsfähigkeit. „Effizienz senkt dauerhaft die Energiekosten, verringert die Abhängigkeit von Energieimporten und schafft mehr Planungssicherheit“, sagte sie. Die Reform des EnEfG und die Ausgestaltung staatlicher Entlastungen sollten diese Potenziale nach Ansicht des FÖS stärker berücksichtigen.

Die Studie zu Energiepreissubventionen und Effizienz des FÖS steht im Internet bereit. (sh)

Mit dem Gesetzentwurf (21/7867) will die Bundesregierung die Förder- und Vermarktungsbedingungen für erneuerbare Energien neu ausrichten. Vorgesehen sind unter anderem Änderungen bei der Förderung von Photovoltaik, bei der Direktvermarktung und bei den Ausschreibungen für erneuerbare Energien.

Länder wollen Förderung von Dach-PV erhalten

Besonders kritisch bewertet der Bundesrat die geplante Abschaffung der Einspeisevergütung für neue Solaranlagen auf Dächern bis 2032. Die Länder fordern, den Ausbau von Photovoltaik auf Gebäuden weiterhin gezielt anzureizen. Sie wenden sich zudem gegen eine stärkere Verlagerung des PV-Zubaus von Dächern auf Freiflächen.

Die bisherige Zielsetzung, nach der der Zubau auf Gebäuden mindestens dem Ausbau auf Freiflächen entsprechen soll, müsse bestehen bleiben. Zur Begründung verweist die Länderkammer auf Nutzungskonkurrenzen um verfügbare Flächen. Außerdem seien Dachanlagen wichtig, um die Akzeptanz der Energiewende zu sichern.

Direktvermarktung braucht technische Voraussetzungen

Ein weiterer Kritikpunkt betrifft die geplante Ausweitung der Direktvermarktung. Nach dem Gesetzentwurf sollen auch kleinere Anlagen schneller ihren Strom direkt vermarkten. Der Bundesrat hält die dafür erforderlichen technischen und marktlichen Voraussetzungen jedoch noch nicht für ausreichend entwickelt.

Es fehlten insbesondere flächendeckend verfügbare intelligente Messsysteme, sogenannte Smart Meter, sowie geeignete Dienstleister für die Vermarktung kleiner Strommengen. Eine beschleunigte Umstellung könne daher die Betreiber kleiner Anlagen vor praktische Schwierigkeiten stellen.

Länder wollen Energy Sharing erleichtern

Auch die gemeinschaftliche Eigenversorgung mit regional erzeugtem Ökostrom sieht der Bundesrat durch die geplanten Regelungen gefährdet. Die Länder fordern deshalb, das sogenannte Energy Sharing weiterzuentwickeln. Kommunen, Stadtwerke, kleine Unternehmen und insbesondere Bürgerenergiegesellschaften sollten solche Modelle einfacher umsetzen können.

Dazu müssten nach Ansicht der Länderkammer die Anforderungen an die Bilanzierung sowie die Marktkommunikation vereinheitlicht und digitalisiert werden. Auch bürokratische Vertragsprozesse sollten standardisiert werden, um den organisatorischen Aufwand für gemeinschaftliche Stromnutzungsmodelle zu verringern.

Die Bundesregierung folgt diesen Vorschlägen nicht. In ihrer Gegenäußerung lehnt sie die entsprechenden Forderungen der Länder ab. Damit bleiben die unterschiedlichen Positionen zur künftigen Ausgestaltung der Förderung und Vermarktung erneuerbarer Energien bestehen. Das Gesetz steht im Oktober zum Beschluss im Bundestag an. (sh)

Wie das BMWE mitteilt, wollen die beteiligten Staaten mit der Initiative „Südlicher Wasserstoffkorridor“, kurz „SoutH2“, insbesondere den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft zwischen Nordafrika und Europa unterstützen. Auch Fernleitungsnetzbetreiber, Regulierungsbehörden, Finanzinstitutionen sowie Produzenten und potenzielle Abnehmer sollen stärker in die weitere Entwicklung eingebunden werden.

Künftig wollen sich die fünf Staaten, wie das BMWE bekannt gibt, regelmäßig über den Aufbau des Wasserstoffkorridors abstimmen. Themen sollen unter anderem gemeinsame Rahmenbedingungen und Investitionen sowie die Einbindung von Netzbetreibern, Produzenten und Abnehmern sein. Zugleich wollen die Länder ihre Energieversorgung breiter aufstellen.

Eigenes Sekretariat soll Koordination unterstützen

Für die zwischenstaatliche Zusammenarbeit soll zudem ein eigenes Sekretariat bei der Organisation der Vereinten Nationen für industrielle Entwicklung (UNIDO) entstehen. Die UN-Organisation mit Sitz in Wien unterstützt Staaten bei der industriellen Entwicklung.

Das geplante Sekretariat soll die Zusammenarbeit der fünf Staaten bündeln und Unternehmen frühzeitig einbeziehen. Es soll die Abstimmung zwischen Regierungen und Wirtschaft unterstützen und so die weitere Entwicklung des Wasserstoffkorridors erleichtern. Bei der Ministerkonferenz sprachen die Regierungen vor diesem Hintergrund auch mit Energieunternehmen aus den fünf Partnerländern. Im Mittelpunkt standen mögliche Projekte und Investitionen in Algerien, vor allem für grünen Wasserstoff und erneuerbare Energien. 

Zusätzlich hat sich eine Industrieinitiative für den „Südlichen Wasserstoffkorridor“ gegründet. Sie soll vor allem Unternehmen auf der Abnehmerseite zusammenbringen und dazu beitragen, dass für künftige Wasserstoffprojekte eine belastbare Nachfrage entsteht.
 
Wasserstoff aus Algerien für Europa

Teil der Gespräche war auch das Projekt „Algeria to Europe Hydrogen Alliance“ (ALTEH2A). Es soll die Produktion von grünem Wasserstoff in Algerien ausbauen und den Energieträger über den Wasserstoffkorridor für den europäischen Markt verfügbar machen.

Eine Absichtserklärung für „ALTEH2A“ hatten Sonatrach, Sonelgaz, VNG, Snam, SeaCorridor und Verbund Green Hydrogen bereits im Oktober 2024 unterzeichnet. Das Projekt bringt damit Energieunternehmen aus Algerien und Europa zusammen. Nach Angaben des BMWE soll es sich in die breitere Zusammenarbeit rund um „SoutH2“ einfügen.

Mit der nun vereinbarten politischen Erklärung schaffen die fünf beteiligten Staaten vor allem eine organisatorische Grundlage für die weitere Zusammenarbeit. (ds)

Die neue Eigentümerstruktur soll die vorhandene Infrastruktur möglichst lange für die Erzeugung erneuerbaren Stroms nutzbar machen. Über die finanziellen Details der Transaktion wurde Stillschweigen vereinbart. 

„Als Deutschlands erster Offshore-Windpark hatte Alpha Ventus eine Schlüsselrolle. Das Projekt war ein einzigartiges Test- und Lernfeld für Technologien, Betriebs- und Wartungskonzepte sowie den Aufbau von Offshore-Kompetenz. Das Konsortium hat seine Ziele erreicht und Erkenntnisse gewonnen, die bis heute in moderne Offshore-Windprojekte einfließen“, sagt Jantje Bolduan, Offshore-Managerin bei der EWE AG. Nun haben EWE, RWE und Vattenfall ihre Anteile an dem Offshore-Projekt verkauft. Der Windpark wurde 2010 mit zwölf Anlagen und 60 MW Gesamtleistung in Betrieb genommen. 

Ocean Breeze Energy plant den Weiterbetrieb über die vorgesehene Laufzeit von 20 Jahren hinaus, wie die Gesellschaft weiter mitteilte. Erfahrungen mit vergleichbarer Technologie im benachbarten Windpark „BARD“, betriebliche Synergien und eigene technische Lösungen würden dafür gute Voraussetzungen bieten. Bard Offshore 1 (BO1) gehört ebenfalls zu Ocean Breeze Energy. 

Ocean Breeze Energy selbst befindet sich zu 100 Prozent im Besitz von Fonds, die von Macquarie Asset Management verwaltet werden. (hr)

Das geht aus einer repräsentativen Umfrage hervor, die das Marktforschungsunternehmen Civey vom 21. bis 23. September 2026 im Auftrag der Eon Energie Deutschland GmbH durchgeführt hat. Dafür befragte Civey online 5.000 Bundesbürgerinnen und Bundesbürger ab 18 Jahren.

30 Prozent der Befragten wünschen sich mehr Informationen zu Energietarifen und Preisgarantien. Martin Endress, der das Kundengeschäft in der Geschäftsführung von Eon Deutschland verantwortet, verweist auf das Bedürfnis nach Sicherheit angesichts schwankender Energiemärkte. Langfristige Preisgarantien könnten Verbrauchern helfen, ihre Kosten besser im Blick zu behalten, erklärte er.

Endress empfiehlt, Laufzeit und Preisgarantie bestehender Energieverträge rechtzeitig zu prüfen. Sein Unternehmen bietet nach eigenen Angaben einen Stromtarif mit einer 30-monatigen Preisgarantie an.

Interesse an Einsparmöglichkeiten

Neben planbaren Preisen interessieren sich die Befragten für verschiedene Möglichkeiten, ihre Energiekosten zu reduzieren. 28 Prozent wünschen sich mehr Informationen zur Senkung der Heizkosten, 27 Prozent zur Verringerung der Stromkosten. 24 Prozent interessieren sich für die eigene Stromerzeugung, während 22 Prozent mehr über Energiesparen im Alltag erfahren möchten.

Auch bei den eigenen Vorhaben für Herbst und Winter spielt ein geringerer Energieverbrauch eine Rolle. 40 Prozent der Befragten nehmen sich vor, beim Heizen Energie einzusparen. 33 Prozent wollen ihren Stromverbrauch reduzieren. Weitere 32 Prozent planen, ihren Energieverbrauch insgesamt stärker zu beobachten. (sh)

 
In der EU deckten im Jahr 2024 die erneuerbaren Energien rund 33.87 Prozent der Stromerzeugung ab. Etwa 15 bzw. elf Prozent entfielen hingegen auf die fossilen Energieträger Erdgas und Kohle. Hinsichtlich der europäischen Stromerzeugung aus Windenergie nahm Deutschland ebenfalls im Jahr 2024 eine Vorreiterrolle ein.

Die EnBW mit Sitz in Karlsruhe koordiniert das Forschungsprojekt. Naturenergie Hochrhein mit Hauptsitz in Rheinfelden erzeugt und vertreibt vor allem erneuerbare Energie in Südbaden und der Schweiz und betreibt das Wasserkraftwerk sowie die Wasserstoffanlagen in Wyhlen. Seit 2021 untersuchen beide Unternehmen dort gemeinsam mit Forschungspartnern die Herstellung von Wasserstoff aus Wasserkraft. Beteiligt sind unter anderem das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW), die Holzapfel Group und die Dialogik gGmbH.
 
Zwei Verfahren mit unterschiedlicher Fahrweise

Beide Elektrolyseure spalten Wasser mithilfe von Strom in Wasserstoff und Sauerstoff, unterscheiden sich aber in ihrer Betriebsweise. Die bestehende Alkali-Anlage ist nach Angaben der Projektpartner für einen möglichst gleichmäßigen Dauerbetrieb ausgelegt. Der neue Proton-Exchange-Membrane-Elektrolyseur (PEM) kann seine Leistung dagegen schneller verändern. Er soll sich damit flexibler an das verfügbare Stromangebot anpassen.

Gerade dieser Parallelbetrieb macht den Standort für das Forschungsprojekt interessant. Die Projektpartner können unter vergleichbaren Bedingungen untersuchen, wie sich die beiden Technologien im laufenden Betrieb verhalten und wie sich eine stärker schwankende Fahrweise auf die Wasserstoffproduktion auswirkt. Nach Angaben von Naturenergie bieten zudem die kurzen Wege zwischen Wasserkraftwerk, Elektrolyse, Speichern und Netzen die Möglichkeit, die gesamte Prozesskette zusammenhängend zu erproben.

Den Strom liefert das unmittelbar benachbarte Laufwasserkraftwerk Wyhlen mit 38,5 MW Leistung. Der erzeugte Wasserstoff soll später an Industrie- und Mobilitätskunden in der Grenzregion Deutschland, Schweiz und Frankreich gehen. Damit verbindet das Projekt die technische Erprobung mit einer konkreten Nutzung des erzeugten Wasserstoffs. 

Übergang in den kommerziellen Betrieb

Der neue Elektrolyseur hat bereits Ende Juli erstmals Wasserstoff produziert. Derzeit nehmen die Projektpartner weitere Teile der Anlage schrittweise in Betrieb und testen sie unter realen Bedingungen. Dazu zählen Gasaufbereitung, Verdichter und Speichersysteme. Die technische Inbetriebnahme soll bis Ende dieses Jahres abgeschlossen sein. Anschließend soll ein Probebetrieb beginnen.

Mit der Erweiterung entstehen stationäre Speicher für weitere 3,8 Tonnen Wasserstoff. Insgesamt steigt die Speicherkapazität damit auf rund 5 Tonnen. Außerdem kommen zu den drei bestehenden Abfüllstationen vier weitere hinzu. Dort lässt sich der Wasserstoff mit unterschiedlichen Druckstufen in Transportbehälter auf Lkw füllen. 

Anfang 2027 soll Naturenergie den kommerziellen Betrieb der erweiterten Anlage übernehmen. Gleichzeitig endet das Reallabor H2-Wyhlen. Damit unterscheidet sich das Vorhaben von einem reinen Demonstrationsprojekt: Die im Forschungsbetrieb aufgebaute Anlage soll anschließend am selben Standort weiter genutzt werden. 

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) fördert das Reallabor H2-Whylen mit insgesamt 15 Millionen Euro. Rund 9 Millionen Euro davon entfallen laut EnBW und Naturenergie auf die Erweiterung. Die gesamten Projektkosten beziffern die Unternehmen auf rund 40 Millionen Euro. (ds)

Nach Angaben des Unternehmens soll die Anlage knapp 7 Millionen kWh Strom pro Jahr in das öffentliche Netz einspeisen. Teag beziffert die damit verbundene CO2-Einsparung auf knapp 2.600 Tonnen jährlich.

Die Standortkommunen sollen an den Stromerlösen beteiligt werden. Für Bad Klosterlausnitz und das benachbarte Olberndorf ist laut TEAG eine freiwillige Zahlung von 0,2 Cent je eingespeister Kilowattstunde vorgesehen. Bei der prognostizierten Stromproduktion und einer Anlagenlaufzeit von mindestens 20 Jahren ergäbe sich daraus eine Gesamtsumme von rund 280.000 Euro für beide Gemeinden.

Mit den Planungen für das Projekt hatte bereits 2023 der Projektentwickler „zupar.energie“ begonnen. Ein Jahr später stieg die Teag Solar in das Vorhaben ein. Dabei wurde entschieden, die ursprünglich geplante Freiflächenanlage als Agri-PV-Projekt umzusetzen.

Eine Besonderheit des Standorts ist seine militärische Vorgeschichte. Das unmittelbar an der Autobahn A 4 gelegene Areal war nach Unternehmensangaben mehr als 100 Jahre militärisch genutzt worden. Vor Beginn der Bauarbeiten musste ein Kampfmittelräumdienst das Gelände deshalb untersuchen und beräumen. Dabei seien unter anderem mehr als 1 Tonne Handgranaten und weitere Munitionsreste beseitigt worden.

Unter den Solarmodulen sollen künftig vor allem Beerenfrüchte angebaut werden. Vorgesehen sind insgesamt rund 4.000 Pflanzen, darunter Heidelbeeren, Himbeeren, Johannisbeeren und Brombeeren sowie kleinere Apfelbäume. Die Bewirtschaftung des größten Flächenanteils übernimmt die eigens gegründete Rüdersdorfer Bio GmbH; einen kleineren Teil nutzt eine Baumschule zur Saatgutgewinnung. Die erzeugten landwirtschaftlichen Produkte sollen überwiegend regional vermarktet werden.

Teag Solar mit Sitz in Erfurt beschäftigt nach Unternehmensangaben mehr als 50 Mitarbeiter und übernimmt Planung, Bau, Betrieb und Instandhaltung größerer Photovoltaikanlagen und Speicher. Das Unternehmen verfügt derzeit nach eigenen Angaben über ein PV-Portfolio von rund 60 MW und will dieses bis Ende 2027 auf 125 MW ausbauen. Für die kommenden drei Jahre kündigt Teag Solar Investitionen von insgesamt 35 Millionen Euro in Photovoltaikprojekte an. (fw)

„Die Technologie ist in Ländern wie der Schweiz, den Niederlanden und Großbritannien seit Jahren verbreitet“, sagt Valentin Nittbaur, verantwortlich für Marketing & Vertrieb bei Unocconi. Sein Vater, Steffen Nittbaur, und er haben das Unternehmen 2023 gegründet. Sie wollen diese Technologie im deutschen und österreichischen Markt bekannter machen. „Die Idee ist eigentlich ganz einfach: Wir müssen nicht weniger duschen, sondern die vorhandene Wärme besser nutzen.“ Derzeit bauen sie ein Netzwerk aus SHK-Betrieben, Energieberatern, TGA-Planern und Fachhändlern auf. Auch für die Wohnungswirtschaft stelle die Technik vor allem bei Neubauten und umfassenden Sanierungen eine gute Option dar, um den Energiebedarf für die Warmwasserbereitung zu reduzieren. 

Das Prinzip setzt unmittelbar an der Dusche an: Das warme Abwasser überträgt einen Teil seiner Wärme auf das zufließende kalte Trinkwasser. Beide Wasserströme bleiben voneinander getrennt. Das vorgewärmte Trinkwasser gelangt anschließend zur Duscharmatur, sodass weniger heißes Wasser für die gewünschte Mischwassertemperatur benötigt wird. Ein zusätzlicher Wärmespeicher ist dafür nicht erforderlich.

Einsparung hängt vom Nutzungsprofil ab

Wie groß der Effekt in einem Mehrfamilienhaus ausfällt, hängt jedoch vom Gebäude und vom Nutzungsprofil ab. Maßgeblich sind unter anderem Zahl und Belegung der Wohnungen, Duschdauer, Volumenstrom und Temperaturen sowie die Art der Warmwasserbereitung. Für Neubauten und größere Sanierungen bietet Unocconi unter anderem senkrecht installierte Duschrohre an. Dabei fließt das warme Abwasser nach unten, während das kalte Trinkwasser im Gegenstrom durch den Wärmeübertrager geführt wird. Je nach Ausführung nennt das Unternehmen zertifizierte Wirkungsgrade von bis zu 69 Prozent. Die Systeme kommen nach Anbieterangaben ohne Wartung aus.

Eine Alternative bilden Duschrinnen mit integriertem Wärmeübertrager. Sie werden horizontal in den Duschboden eingebaut und arbeiten nach dem Kreuzstromprinzip. Unocconi gibt je nach Ausführung zertifizierte Wirkungsgrade von bis zu 60 Prozent an. 

Für Wohnungen, in denen keine umfassende Sanierung ansteht, hat Unocconi zudem eine Duschplatte zur Nachrüstung ins Sortiment aufgenommen. Der Wärmeübertrager wird auf einer vorhandenen ebenen Duschfläche platziert und zwischen einer Aufputzarmatur und dem Wandanschluss eingebunden. Wände müssen laut Unternehmen dafür nicht geöffnet werden. Der zertifizierte Wirkungsgrad beträgt nach Anbieterangaben 37,6 Prozent.

Berücksichtigung in der energetischen Gebäudebilanz

Zudem kommt ein weiterer Aspekt hinzu: Die Wärmerückgewinnung aus Duschabwasser lässt sich nach Angaben des Unternehmens im Rahmen der DIN V 18599 in der energetischen Gebäudebilanz berücksichtigen. Anforderungen an Systeme zur Wärmerückgewinnung aus Duschabwasser beschreibt zudem die DIN 94678. Für Wohnungsunternehmen und Planer sind dabei neben der energetischen Wirkung Anforderungen an Trinkwasserschutz, Hygiene, Zugänglichkeit und Revision relevant.

Die Förderung gilt laut dem Unternehmen sowohl bei Sanierungen als auch beim Neubau. Die Systeme können im Rahmen der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) als Teil einer Gesamtmaßnahme berücksichtigt werden. Zusätzlich besteht bei Bestandsgebäuden, die älter als zehn Jahre sind und saniert werden, über § 35c EStG die Möglichkeit, 20 Prozent der Investitionskosten steuerlich geltend zu machen.

Unocconi produziert die derzeit angebotenen Systeme nicht selbst. Das Unternehmen bezieht sie aus dem europäischen Ausland und arbeitet nach eigenen Angaben mit Herstellern zusammen, die zum Teil seit mehr als zehn Jahren in diesem Markt tätig sind. Parallel entwickelt Unocconi eigene Systeme. Das erste selbst entwickelte Produkt soll nach derzeitiger Planung Ende 2026 auf den Markt kommen. Langfristig will das Unternehmen sowohl Produkte seiner Partner als auch eigene Entwicklungen anbieten. (hr)

„Die Energiekonzepte Deutschland GmbH hat am 2. Oktober beim Amtsgericht Leipzig einen Antrag auf Eröffnung eines Insolvenzverfahrens gestellt“, teilt die EKD-Sprecherin gegenüber der Redaktion mit. „Der Geschäftsbetrieb läuft uneingeschränkt weiter. Die Löhne und Gehälter unserer circa 400 Mitarbeitenden sind über das Insolvenzgeld abgesichert.“ Ziel der Geschäftsführung sei es, „gemeinsam mit dem vorläufigen Insolvenzverwalter einen Weg zur Sanierung des Unternehmens zu finden“, so die Sprecherin.

Betroffen sind insgesamt sieben Gesellschaften, die zu der Unternehmensgruppe gehören. Darunter befinden sich neben der Energiekonzepte Deutschland GmbH, die Energiekonzepte Deutschland Holding GmbH, die Energiekonzepte Deutschland Investorenholding GmbH und die Energiekonzepte Deutschland PV-Montage GmbH.

Pemberton begründete den Finanzierungsstopp mit der Entwicklung des Solarmarktes. „Angesichts des anhaltenden, starken Marktrückgangs wurde kürzlich deutlich, dass das Geschäftsmodell nicht mehr tragfähig ist“, erklärte ein Unternehmenssprecher. Der Investor habe deshalb beschlossen, über die bereits bereitgestellte Finanzierung hinaus keine weiteren Mittel zur Verfügung zu stellen. 

Sanierungsversuch ohne Erfolg

Pemberton hatte EKD 2025 übernommen und versucht, das Unternehmen finanziell und operativ zu stabilisieren. Nach Angaben des Investors führten zusätzliche finanzielle Hilfen, eine neue Führungsmannschaft und ein Programm zur operativen Umstrukturierung jedoch nicht zum Erfolg. Die weitere Finanzierung werde deshalb eingestellt.

Die wirtschaftliche Entwicklung hatte sich bereits in den vergangenen Jahren eingetrübt, berichtet das „Handelsblatt“. Die EKD Holding 2024 bei einem Umsatz von 1,5 Milliarden Euro einen Jahresverlust von 40,4 Millionen Euro. Unter Einbeziehung zweier ebenfalls verlustreicher Vorjahre summierte sich der Bilanzverlust dem Bericht zufolge auf 111 Millionen Euro. Neuere Geschäftszahlen sind im Unternehmensregister nicht hinterlegt.

EKD wurde 2018 gegründet und wollte vom wachsenden Markt für Photovoltaikanlagen auf privaten Wohngebäuden profitieren. Nach eigenen Angaben hat das Unternehmen bislang mehr als 45.000 Solaranlagen auf deutschen Dächern installiert. Zuletzt war die Gruppe auf 15 Standorte angewachsen und installierte rund 1.000 Anlagen pro Monat. Hinter Enpal und Eon galt EKD als drittgrößter Anbieter im europäischen Markt für private Solaranlagen.

Im November 2025 hatte das Unternehmen bereits 86 Beschäftigten gekündigt. In den folgenden Monaten verstärkten verspätete Finanzinformationen und Kundenbeschwerden die Spekulationen über wirtschaftliche Schwierigkeiten. EKD wies diese auf seiner Website unter der Überschrift „Faktencheck“ zurück. Das Unternehmen erklärte, es sei nahezu schuldenfrei, habe seine Bilanz gestärkt und eine Grundlage für stabiles Wachstum geschaffen. Der Beitrag wurde zuletzt am 10. August aktualisiert.

Die Belegschaft wurde am 30. September bei einer außerordentlichen Mitarbeiterversammlung über die Situation informiert. Die Septembergehälter waren laut dem Bericht bis dahin noch nicht ausgezahlt worden und sollten in den folgenden Tagen fließen.

Offen bleibt, ob und in welchem Umfang EKD den Geschäftsbetrieb langfristig fortführen kann. Ein Verkauf im Rahmen des Insolvenzverfahrens gilt demnach als mögliche Option.

Wachstumspläne kurz vor der Insolvenz

Noch wenige Tage vor Bekanntwerden der Insolvenz hatte Geschäftsführer Christian Arnold öffentlich Zuversicht verbreitet. Arnold hatte die Führung von EKD am 15. Juli 2025 übernommen. Zuvor war er unter anderem Vorstand beziehungsweise Chief Innovation Officer bei EWE und Geschäftsführer des Solaranbieters Eigensonne gewesen.

In einem LinkedIn-Beitrag zum EKD-Unternehmenstreffen am 18. September 2026 in Berlin schrieb Arnold, das Unternehmen habe Veränderungen umgesetzt und die Grundlagen für die nächste Wachstumsphase geschaffen. Bei dem Treffen kamen Vertreter aus Vertrieb, Handwerk, Produktentwicklung und Zentrale zusammen. Arnold betonte die Bedeutung einer besseren Zusammenarbeit und erklärte: „Ich traue dieser Mannschaft viel zu. Und ich freue mich darauf, mit euch die nächste Etappe anzugehen.“ (sh)

Zwölf Jahre nach dem Insolvenzantrag der Stadtwerke ist das Verfahren abgeschlossen. Die Gläubiger erhalten 65,4 Millionen Euro. Davon entfallen rund 12,1 Millionen Euro auf nachrangige Forderungen. Nach Befriedigung sämtlicher Gläubiger verbleibt zudem ein Übererlös von rund 6,5 Millionen Euro. Diesen Betrag erhält die Stadt Gera als Gesellschafterin der SWG.

Damit können die Stadtwerke nach mehr als einem Jahrzehnt das Kapitel Insolvenz abschließen. Im Insolvenzverfahren war es der „Kanzlei Jaffe Rechtsanwälte Insolvenzverwalter“ zudem gelungen, Fortführungslösungen für alle operativ tätigen Tochtergesellschaften zu realisieren und rund 1.000 Arbeitsplätze zu sichern. 

Im Jahr 2014 war gegen die damals hoch verschuldeten Stadtwerke Gera ein Insolvenzverfahren eröffnet worden (wir berichteten). Das Verfahren richtete sich gegen die Holding Stadtwerke Gera AG und die Verkehrsbetriebe GmbH. In der Holdinggesellschaft waren damals alle Beteiligungen der Stadt Gera gebündelt, die sich mit der Daseinsvorsorge befassten, angefangen von der Energieversorgung über den öffentlichen Personennahverkehr und den Wohnungsbau bis hin zur Entsorgung. 
 Durch ihre Finanzprobleme hatten die Stadtwerke Gera rund 230 Millionen Euro Schulden angehäuft. In den Jahren zuvor waren Defizite in anderen Bereichen von Überschüssen aus dem Energiebereich ausgeglichen worden. Nachdem die Stadtwerke jedoch auf ihr Gaskraftwerk eine Millionenabschreibung vornehmen mussten, hatte es aber keine Rücklagen für einen Krisenfall mehr gegeben.

Insolvenz betraf zentrale kommunale Beteiligungen

Eine zentrale Aufgabe nach dem Insolvenzantrag bestand darin, die operativen Gesellschaften weiterzuführen. Ein Ausfall einzelner Unternehmen hätte weitere Beteiligungen treffen und Leistungen der kommunalen Daseinsvorsorge beeinträchtigen können. Man befürchtete damals einen „Dominoeffekt“. Insolvenzverwaltung, Gläubigerausschuss, Stadt Gera und Land Thüringen verständigten sich deshalb zunächst auf die Fortführung der Betriebe. Die Konzernstruktur der Stadtwerke Gera wurde jedoch aufgelöst. 

Anschließend begann die Verwertung beziehungsweise Neuordnung der Beteiligungen. Der bisherige Minderheitsgesellschafter Veolia übernahm im Jahr 2015 die Anteile an der Geraer Umweltdienste GmbH & Co. KG. Mit Sita Deutschland vereinbarte die Insolvenzverwaltung zudem die Übernahme der verbliebenen 25,1 Prozent der SWG an der Sita Abfallverwertung GmbH. Die 74,9-prozentige Beteiligung an der GWB Elstertal Geraer Wohnungsbaugesellschaft mbH wurde nach einem EU-weiten Transaktionsverfahren im Sommer 2016 verkauft.

​Engie übernahm Energiegesellschaften

Für die Energiewirtschaft folgte ein wesentlicher Schritt im November 2017. Engie Deutschland übernahm die 50,1-prozentigen Beteiligungen der SWG an der Energieversorgung Gera GmbH und der Kraftwerke Gera GmbH. Damit waren die letzten wesentlichen operativen Beteiligungen der insolventen Holding verwertet. Im April 2021 folgte der Verkauf der noch verbliebenen Anteile an der Geraer Umweltdienste.

Nach Angaben der Insolvenzverwaltung konnten sämtliche operativ tätigen Tochtergesellschaften fortgeführt werden. Rund 1.000 Arbeitsplätze blieben erhalten. Mit dem Verkauf der Beteiligungen war das Insolvenzverfahren der Holding allerdings noch nicht beendet. Das Verfahren hing noch vom Abschluss der Insolvenz der Geraer Verkehrsbetrieb GmbH ab. 

Auch das Insolvenzverfahren des Geraer Verkehrsbetriebsgesellschaft endete nun mit einer vollständigen Befriedigung der Gläubiger. Der dort verbliebene Übererlös floss an die Stadtwerke Gera als Gesellschafterin und erhöhte damit die für das SWG-Verfahren verfügbare Masse.

Mit der Schlussverteilung zahlt die Insolvenzverwaltung 65,4 Millionen Euro an die Gläubiger der SWG. Nach Auszahlung aller Forderungen verbleiben nach Angaben der Insolvenzverwaltung rund 6,5 Millionen Euro. Da keine Gläubigerforderungen mehr zu bedienen sind, fällt dieser Übererlös an die Stadt Gera als Eigentümerin der insolventen Holding. Damit endet ein Verfahren, das 2014 mit einem damals im kommunalen Bereich in Deutschland ungewöhnlichen Insolvenzantrag begonnen hatte. (hr)

Homenergy wurde 2022 gegründet und ist an den Standorten München und Essen vertreten. Das Unternehmen plant und installiert vor allem Wärmepumpen und Photovoltaikanlagen für Wohngebäude. Hinzu kommen Batteriespeicher, Wallboxen, Home-Energy-Management-Systeme sowie Wartungs- und Serviceleistungen. Rund 65 Menschen arbeiten nach Unternehmensangaben für Homenergy.

In den vergangenen vier Jahren habe Homenergy rund 4.500 Wärmepumpen- und Photovoltaiksysteme verkauft und installiert, teilt Ista mit. Das Unternehmen decke dabei wesentliche Schritte selbst ab – vom Vertrieb und der technischen Planung über Projektmanagement und Installation bis zum Service. Die Abläufe entlang des Kundenprozesses seien weitgehend digitalisiert.

Ista erweitert bisheriges Geschäft

Bislang liegt ein Schwerpunkt von Ista auf Dienstleistungen rund um Verbrauchsdaten, Energieeffizienz und Abrechnung. Mit Homenergy kommen technische Energielösungen für Gebäude hinzu. Nach eigenen Angaben beschäftigt Ista mehr als 6.800 Menschen in 20 Ländern. Produkte und Dienstleistungen des Unternehmens kommen in mehr als 14 Millionen Wohnungen und Gewerbeimmobilien bei über 470.000 Kunden zum Einsatz. Für 2025 nennt die erweiterte Ista-Gruppe einen Umsatz von 1,279 Milliarden Euro.

Ista-Chef Hagen Lessing bezeichnet Homenergy als Ergänzung zum bestehenden Angebot. „Mit Homenergy gewinnen wir ein erfahrenes Team und eine leistungsfähige Plattform, die die Dekarbonisierung von Gebäuden ermöglicht“, sagt er. Ista wolle die Kompetenzen des übernommenen Unternehmens künftig auch für die eigenen Kunden nutzen. Dabei nimmt der Dienstleister neben Mehrfamilienhäusern auch Ein- und Zweifamilienhäuser stärker in den Blick.

Homenergy-Geschäftsführer Hannes Münzinger sieht in der Verbindung beider Unternehmen vor allem Möglichkeiten, das Geschäft auszuweiten. Homenergy könne seine Erfahrung mit Wärmepumpen, Photovoltaik und digitalen Installationsprozessen mit der Reichweite, den Kundenbeziehungen und der Infrastruktur von Ista verbinden, erklärt er. Zur Geschäftsführung von Homenergy gehören neben Münzinger auch Alexander Priebe und Selina Groß.

Wärmepumpenmarkt wächst

Ista verweist im Zusammenhang mit der Übernahme auf die Entwicklung des deutschen Heizungsmarkts. Nach Angaben des Bundesverbands der Deutschen Heizungsindustrie (BDH) verkauften die Hersteller im ersten Halbjahr 2026 rund 352.000 Wärmeerzeuger. Das waren 19 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum.
194.500 der verkauften Geräte waren Wärmepumpen. Damit entfiel mehr als die Hälfte des Absatzes auf diese Technologie. (ds)

Valo soll bei Speicherprojekten Hardware, Software, Engineering und langfristige Serviceleistungen zusammenführen. Wärtsilä bringt dafür sein bestehendes Energiespeichergeschäft einschließlich Steuerungs- und Optimierungssoftware ein. RCT Solutions steuert vor allem Engineering-Know-how, Lieferkettenkompetenz sowie Erfahrung beim Aufbau großer Batterie- und Solarfertigungen bei.

Für den wirtschaftlichen Betrieb eines Großspeichers ist vor allem das Energiemanagement entscheidend. Die Software koordiniert Lade- und Entladevorgänge und muss dabei unter anderem den Ladezustand, technische Grenzen des Speichers sowie externe Markt- und Netzsignale berücksichtigen. Dadurch kann ein Speicher für mehrere Anwendungen eingesetzt werden: zum einen im Stromhandel und die Preisvolatilität zu nutzen, zum anderen zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen, etwa am Regelenergiemarkt. Dafür muss die Steuerung kurzfristig auf Abrufe oder Frequenzabweichungen reagieren und zugleich ausreichend Lade- beziehungsweise Entladekapazität vorhalten.

Wärtsilä verfügt bereits über Erfahrung mit solchen Anwendungen. Beim Batteriespeicher Cremzow in Brandenburg mit 22 MW Leistung und knapp 35 MWh Kapazität steuert die Wärtsilä-Plattform GEMS den Anlagenbetrieb. Der Speicher wurde 2019 in Betrieb genommen und wird für Primärregelleistung eingesetzt. Zugleich nutzt GEMS den Stromgroßhandel, um den Ladezustand des Speichers zu bewirtschaften.

Valo übernimmt nach der Mitteilung die bestehenden Technologien und Teams des Wärtsilä-Speichergeschäfts. Ergänzt werden sollen diese um zusätzliche Kompetenzen bei Engineering, Lieferkettenmanagement und Fertigung. Das Unternehmen ist in Australien, Europa, Asien sowie Nord- und Südamerika vertreten. (fw)

Noch am 28. September zeigte sich der auf vertikale PV-Systeme spezialisierte Projektentwickler zuversichtlich. Die Kampagne habe „eine außergewöhnliche Welle der Unterstützung hervorgerufen: Aktionärinnen und Aktionäre, Investoren, Kundinnen und Kunden, Geschäftspartner, Mitarbeitende sowie viele Menschen, die an unsere Vision glauben, haben sich bei uns gemeldet“, schrieb das Unternehmen. Insgesamt seien Finanzierungsbeiträge von über 5 Millionen Euro mobilisiert worden. Die Aktienzeichnungen allein hätten dafür nicht ausgereicht, es seien zahlreiche weitere Finanzierungsmöglichkeiten und Unterstützungsangebote unterbreitet worden. 

Wackelige Investmentzusagen

Doch: „Nach eingehender Prüfung aller eingegangenen Finanzierungszusagen und Unterstützungsangebote mussten wir leider feststellen, dass die für die Kapitalmaßnahme erforderliche Finanzierungssumme nicht mit dem nötigen Verbindlichkeitsgrad erreicht werden konnte. Die Gesamtsumme enthielt zwei größere Investmentzusagen, deren Umsetzung nicht gesichert werden konnte“, berichtet „Next2Sun“.

Bereits zu Beginn der Kampagne hatte das Unternehmen erklärt, dass die Beteiligung nicht zustande kommt, falls die 5-Millionen-Marke nicht sicher erreicht wird. „Die abgegebenen Zeichnungen werden nicht angenommen und es werden keine Anlegergelder eingezogen“, unterstreicht die Geschäftsführung jetzt.

„Next2Sun“ ist eine Unternehmensgruppe mit zahlreichen Projektgesellschaften. Noch am 23. September wurde ein Agri-Solarpark in Portogruaro in der italienischen Region Venetien in Betrieb genommen. Das Unternehmen zählt 140 Mitarbeitende an Standorten in Deutschland, Österreich, Polen und Japan. (mf)

Strom: Überwiegend leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag präsentiert. Der Montag wurde in der Grundlast gegen 14.00 Uhr mit 172 Euro je Megawattstunde gehandelt. Börslich wurden gleichfalls 172 Euro im Base gesehen. Am Donnerstag hatte der Freitag selbst an der Börse im Base 200,75 Euro je Megawattstunde gekostet.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Montag laut Eurowind mit 24,8 Gigawatt im Base höher ausfallen als am Freitag, für den nur 11,5 Gigawatt erwartet wurden, was den Preisabschlag vom Freitag auf Montag bewirkte. Für das Preisniveau am Strommarkt spielten neben den festen Notierungen für Erdgas allerdings auch die nach wie vor eingeschränkte Leistung der französischen Kernkraftwerke eine Rolle, so ein Händler. Das US-Wettermodell geht für die kommenden Tage von einem eher bedeckten Himmel und einem schwachen Windaufkommen aus. Erst gegen das zweite Oktoberwochenende zu dürfte der Wind auffrischen.

Am langen Ende sank der Day-ahead um 1,45 auf 129,27 Euro je Megawattstunde.

CO2: Leichter hat sich der CO2-Markt am Freitag gezeigt. Der Dec 26 verlor bis 14.28 Uhr 0,82 auf 84,82 Euro je Tonne, nachdem die Preise am frühen Nachmittag innerhalb weniger Minuten deutlich gefallen waren. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 86,24 Euro, das Tief bei 84,66 Euro.

Die Analysten der Commerzbank wiesen auf einen seit Mitte März bestehenden Aufwärtstrend hin, der auch im September Bestand hatte. Im Monatsverlauf legte der Preis um weitere 2 Prozent zu. Aufwind gab der vergleichsweise hohe Einsatz der fossilen Energieträger in der europäischen Stromerzeugung im September, der den Bedarf an Emissionsrechten höher schiebt: Weil die Atomkraft weniger Strom lieferte, kletterte der Beitrag der fossilen Energieträger an der öffentlichen Nettostromerzeugung in der Europäischen Union auf fast 30 Prozent. Vor allem die steinkohlebasierten Kraftwerke kamen verstärkt zum Einsatz und produzierten 40 Prozent mehr Strom als im Vorjahr. Bei der Braunkohle war ein Plus von 22 Prozent zu verbuchen, und die Stromproduktion der Gaskraftwerke war immerhin 17 Prozent höher als im Vorjahr.

Erdgas: Die europäischen Erdgaspreise haben am Freitag etwas zugelegt. Der richtungsweisende Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.50 Uhr 0,385 auf 73,100 Euro je Megawattstunde.

Ab Ende der neuen Woche ist mit einer deutlichen Abkühlung in Deutschland und Nordwesteuropa auf leicht unterdurchschnittliche Werte zu rechnen, was den Heizbedarf deutlich erhöhen dürfte. Zudem herrscht weiter Sorge wegen der niedrigen Speicherstände in Deutschland. Die vom Bundeswirtschaftsministerium zum Kauf ausgeschriebene Menge ist laut Analysten zu gering, um hier für Entspannung zu sorgen. Unterdessen beläuft sich laut Gassco die am Berichtstag aus Norwegen exportierte Gasmenge auf recht hohe 332,2 Millionen Kubikmeter. (cdg)