7. Oktober 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
RECHT: Gericht: Festpreis ist Festpreis
GASMARKT: Bund bereitet Reprivatisierung der Sefe vor
WASSERSTOFF: Zwei Versorger im Schwarzbuch der Steuerverschwendung
HANDEL & MARKT
PPA-PREISINDEX: PPA-Preise setzen Anstieg im September fort
WÄRME: Fernwärme versorgt Bauheizung für neues Klinikum
TECHNIK
ELEKTROFAHRZEUGE: Busflotten in Großstädten vorwiegend dieselgetrieben
EFFIZIENZ: VBW will Mittelständlern beim Energiesparen helfen
WINDKRAFT: Windpark Kloddram erhält Co-Location Großspeicher
STROMSPEICHER: Neuer Speicher am Karlsruher Heizkraftwerk West
STATISTIK DES TAGES: Einsatz von KI in deutschen Unternehmen
UNTERNEHMEN
FUSION: Getec schließt Übernahme von Cogenio ab
STADTWERKE: Stadtwerke in Ostwestfalen bereiten Kooperation ab 2027 vor
AUFTRAG: EAM setzt auf Energiemanagement von Kiwigrid
UNTERNEHMEN: Insolvenzverwalter für EKD bestellt
GAS: Power-to-Gas-Unternehmen stellt Insolvenzantrag
TOP-THEMA
Bund setzt auf Optimismus beim Carbon Management
Thomas Ostrup Moller (dänischer Botschafter) und BMWE-Staatssekretär Frank Wetzel bei der MoU-Unterzeichnung zum CO2-Export. Quelle: Susanne Harmsen
KLIMASCHUTZ.
Das Bundeswirtschaftsministerium will mit einem Aktionsplan den Hochlauf von CCS und CCU in Deutschland beschleunigen und Investitionen in die nötige Infrastruktur absichern.
Das Bundeswirtschaftsminsterium (BMWE) will Carbon Capture and Storage (CCS) und Carbon Capture and Utilization (CCU) in Deutschland voranbringen. Das kündigte Staatssekretär Frank Wetzel am 6. Oktober beim ersten Strategischen Dialog des Carbon Management Forums (CMF) in Berlin an. Mehr als 200 Teilnehmer aus Wirtschaft, Politik und Gesellschaft diskutierten dort über die Rahmen der Technologien.
Das BMWE arbeitet derzeit an einem Aktionsplan, der bis Ende des Jahres vorgelegt werde und der Industrie eine Grundlage für Investitionsentscheidungen geben soll. Ziel sei es, Carbon Management zu einem Wettbewerbsvorteil für die deutsche Industrie zu machen und industrielle Wertschöpfung und Arbeitsplätze in Deutschland zu halten.
„Wir brauchen Optimismus für diese Generationenaufgabe“, sagte Wetzel. Der Staat müsse einen Rahmen setzen, der unternehmerische Entscheidungen anrege, sie aber nicht ersetze. Zugleich müsse die Regulierung zwischen nationaler und europäischer Ebene aufeinander abgestimmt werden. Als ein Instrument nannte Wetzel die Carbon Contracts for Difference (CCfD).
Erstmals seien Ausschreibungen für CCU- und CCS-Projekte möglich. „Mehrere Projekte stehen bereits in den Startlöchern“, sagte er. Das Fördervolumen soll nach Angaben des Staatssekretärs auf Grundlage der Nachfrage im Vorverfahren ab Mitte Oktober festgelegt werden. Eine weitere Förderrunde sei für 2027 vorgesehen.
Auch die CO2-Infrastruktur soll staatlich unterstützt werden. Das geplante Kohlenstoffspeicher- und Transportgesetz schaffe dafür den rechtlichen Rahmen. Eine Speicherung unter der Nordsee sei rechtlich ermöglicht worden. Für eine CO2-Speicherung unter dem deutschen Festland soll es nach den Worten Wetzels ein Opt-in für die Bundesländer geben. „Es wird kein deutschlandweites CO2-Netz geben, es muss effektive punktuelle Lösungen geben“, sagte Wetzel.
Er warnte davor, notwendige Infrastruktur grundsätzlich nach dem Prinzip „Not in my Backyard“ abzulehnen. Die Bundesländer müssten entscheiden, ob sie industrielle Produktion und Arbeitsplätze wie die Zementindustrie langfristig halten wollten, sagte er. Für den Export von CO2 will Deutschland zudem mit Dänemark und den Niederlanden zusammenarbeiten. Im Rahmen des Dialogs wurden zwei entsprechende Memoranda of Understanding (MoU) mit den Botschaftern der beiden Nachbarländer unterzeichnet.
Industrie fordert kalkulierbaren Zeitplan
Alexandra Decker, Vorstandsmitglied bei Cemex, begrüßte den gesetzlichen Rahmen für den CO2-Export. Vom Aktionsplan erwartet sie vor allem besser kalkulierbare wirtschaftliche Risiken und klare zeitliche Vorgaben. Beim Zementhersteller Cemex werde die CO2-Abscheidung in Rüdersdorf bereits erprobt.
Decker bezeichnete CCfD als wichtiges Instrument und begrüßte eine zweite Förderrunde 2027. Die Wirtschaftlichkeit von CCS und CCU könne zudem durch die Anrechnung von biogenem CO2 und negativen Emissionen verbessert werden. Eine Speicherung in der Nähe industrieller Standorte könne Transportkosten senken. „Wir brauchen grüne Leitmärkte, damit eine Nachfrage nach klimaverträglicheren Produkten entsteht“, forderte Decker.
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| Podiumsdiskussion beim Carbon Management Forum Quelle: Susanne Harmsen |
Thomas Hüwener, Sprecher bei Open Grid Europe, verwies auf konkrete Planungen für CO2-Pipelines. OGE habe bereits Pipelineverbindungen in der Raumprüfung, unter anderem in Nordrhein-Westfalen, die den Transport von CO2 in die Niederlande ermöglichen könnten.
Förderprogramme müssten schnell Wirkung entfalten, damit die Infrastruktur gebaut werden könne und Unternehmen, die früh investierten, keinen Wettbewerbsnachteil hätten. Auch die Logistikbranche sieht Infrastrukturbedarf. Juliet Reiss, Leiterin Sustainability bei DB Cargo, forderte klare Zielkorridore und Mengen für den CO2-Transport.
Klimaschutz als Maßstab
Jan-Justus Andreas, CEO der Umweltorganisation Bellona, mahnte eine klare Priorisierung an. Wegen begrenzter Zeit, finanzieller Mittel und Speicherkapazitäten müsse der Aktionsplan festlegen, für welche Anwendungen CCS unvermeidar sei.
Andreas sprach sich zudem für einen steigenden CO2-Preis im europäischen Emissionshandelssystem (ETS) aus. Dieser müsse hoch genug sein, damit sich CCS wirtschaftlich lohne. Ein abrupter Anstieg auf 300 Euro je Tonne CO2 sei jedoch nicht sinnvoll. Stattdessen brauche es einen verlässlichen Anstiegspfad, damit Unternehmen rechtzeitig investieren könnten.
Wetzel betonte ebenfalls die Bedeutung des europäischen ETS. Der aktuelle Kurs der Europäischen Union sei sinnvoll und werde von Deutschland unterstützt, um Planungssicherheit zu erhalten. Auch ein wirksamer Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) sei notwendig, damit die Industrie in Deutschland und Europa erhalten bleibe. (sh)
Quelle: Fotolia / aerogondo
Gericht: Festpreis ist Festpreis
RECHT. Ein Energieanbieter hat aufgrund gestiegener Beschaffungskosten die Preise trotz Preisgarantie erhöht. Das ist nicht Ordnung, so das Oberlandesgericht Hamm.
Der Energieanbieter „ExtraEnergie“ durfte seine Strom- und Gaspreise im Herbst 2022 bei Kunden mit einer Preisgarantie nicht durch einseitige Anschreiben erhöhen. Das habe der 2. Zivilsenat des Oberlandesgerichts (OLG) Hamm entschieden, teilte das Gericht mit.
Dabei geht es um Erhöhungen zum 1. September, 1. November und 1. Dezember 2022, wie es weiter heißt. „Alle angegriffenen Preiserhöhungen waren unwirksam“, so das Gericht. Für die betreffenden Kunden gilt damit grundsätzlich weiterhin der ursprünglich vereinbarte Preis.
Auslöser des Verfahrens war eine Sammelklage des Verbraucherzentrale Bundesverbands (VZBV). Kunden, die sich der Klage angeschlossen und die höheren Preise bezahlt haben, können nach früheren Angaben des VZBV bei einem rechtskräftigen Erfolg Rückzahlungen verlangen. Das jetzt verkündete Urteil ist allerdings noch nicht rechtskräftig.
Im Mittelpunkt des Verfahrens stand die Frage, ob Extraenergie sich von einer zuvor zugesagten Preisgarantie lösen durfte, nachdem die Beschaffungskosten für Strom und Gas an den Großhandelsmärkten 2022 stark gestiegen waren. Der Anbieter berief sich dabei auf die sogenannte „Störung der Geschäftsgrundlage“ nach Paragraf 313 BGB. Wegen der höheren Einkaufspreise sei es dem Unternehmen nicht zuzumuten gewesen, an den vereinbarten Preisen festzuhalten.
Dieser Argumentation folgte das OLG Hamm nicht. Nach Auffassung des Gerichts hatte Extraenergie mit der Preisgarantie das Risiko deutlich steigender Beschaffungskosten übernommen. Dies gelte auch für die außergewöhnliche Entwicklung der Energiemärkte nach Beginn des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine am 24. Februar 2022. Durch die Zusage eines Festpreises habe das Unternehmen das Risiko solcher Entwicklungen in Kauf genommen.
Extraenergie hatte seinen Kunden zuvor eine nachträgliche Preisgarantie angeboten. In dem Schreiben hieß es unter anderem: „Wir können Ihnen als treuem Kunden für das kommende Jahr eine kostenlose Preisfixierung anbieten.“ Die Kunden müssten nichts unternehmen, um diese zu erhalten. Zugleich erklärte der Anbieter, er sei „für alle unsere Kunden vollständig abgesichert“.
Nach Ansicht des Gerichts konnte sich Extraenergie später nicht einseitig von dieser Zusage lösen. Das gelte selbst dann, wenn das Festhalten an der Preisgarantie zu ernsthaften Liquiditätsschwierigkeiten geführt hätte. Das Geschäftsmodell sei darauf ausgerichtet gewesen, mit solchen Festpreisangeboten Kunden zu gewinnen oder von einem Anbieterwechsel abzuhalten. Die damit verbundenen Beschaffungsrisiken könne das Unternehmen anschließend nicht auf diese Kunden übertragen.
Das Gericht formulierte dazu grundsätzlich: Mit dem möglichen wirtschaftlichen Vorteil aus dem Angebot von Festpreisen sei zugleich „die Verpflichtung zur Übernahme der daraus resultierenden Beschaffungsrisiken“ verbunden gewesen.
Bund bereitet Reprivatisierung der Sefe vor
Quelle: Shutterstock
GASMARKT. Das Bundeswirtschaftsministerium sucht Rechtsberater für die Reprivatisierung von Sefe. Angebote können bis zum 27. Oktober eingereicht werden.
Für die geplante Reprivatisierung des bundeseigenen Energieunternehmens „SEFE Securing Energy for Europe GmbH“ (Sefe) stellt die Bundesregierung die rechtliche Begleitung auf. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) hat dazu Rechtsberatungsleistungen ausgeschrieben. Die Bekanntmachung wurde am 28. September im Supplement zum Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht und ist über das europäische Vergabeportal abrufbar.
Die Sefe mit Hauptsitz in Berlin ist unter anderem im Energiehandel, im Vertrieb sowie bei Gastransport und -speicherung tätig. Es handelt sich um die frühere Gazprom Germania, die der Bund während der Energiekrise 2022 übernommen und damit vor einer Insolvenz bewahrt hat.
Laut den Vergabeunterlagen sucht das Ministerium Rechtsberatung im Bereich Fusionen und Übernahmen (Mergers & Acquisitions, M&A). Die Kanzlei soll das BMWE bei der „Eigenkapitalfinanzierung und Reprivatisierung“ von Sefe unterstützen. Weitere Einzelheiten zum geplanten Transaktionsmodell nennt die Bekanntmachung nicht. Auch ein Auftragswert ist dort nicht angegeben. Interessierte Kanzleien können ihre Angebote bis zum 27. Oktober dieses Jahres einreichen.
Damit konkretisiert das Ministerium einen Prozess, den es im Frühjahr als ergebnisoffen beschrieben hatte. In der Regierungspressekonferenz vom 20. April erklärte Tim-Niklas Wentzel, Sprecher des BMWE, für Sefe werde es einen Reprivatisierungsprozess geben. Die Bundesregierung prüfe dafür ergebnisoffen „ganz verschiedene Optionen“. Bei dem Prozess müsse zudem die Versorgungssicherheit Deutschlands und Europas berücksichtigt werden.
Die Reprivatisierung geht auf Auflagen der Europäischen Kommission zurück. Deutschland hatte sich gegenüber Brüssel dazu verpflichtet, mindestens 75 Prozent minus eine Aktie des Unternehmens wieder zu veräußern. Ein entsprechender Verkaufs- und Übertragungsvertrag muss nach der Kommissionsentscheidung grundsätzlich bis Ende 2028 unterzeichnet oder ein öffentliches Angebot veröffentlicht sein. Dabei soll mindestens der von einem unabhängigen Gutachter ermittelte Unternehmenswert erzielt werden.
Die EU-Auflagen schließen allerdings nicht aus, dass der Bund Teile der Sefe-Infrastruktur behält. In ihrer Beihilfeentscheidung zur Rekapitalisierung von Sefe vom 20. Dezember 2022 hält die EU-Kommission unter Randnummer 127 fest, dass Deutschland Netz- und Speicheraktivitäten im deutschen Energiemarkt ganz oder teilweise in staatlichem Eigentum oder unter staatlicher Kontrolle halten darf. Dazu könnten etwa Speicher- oder Gasnetzbeteiligungen des Sefe-Konzerns gehören. Ob und in welchem Umfang der Bund von dieser Möglichkeit Gebrauch machen will, geht aus der aktuellen Ausschreibung nicht hervor.
Die Ausschreibung „Rechtsberatung zur Reprivatisierung der SEFE GmbH“ ist im Vergabeportal der EU einsehbar. (ds)
Zwei Versorger im Schwarzbuch der Steuerverschwendung
Quelle: Shutterstock / Alexander Limbach
WASSERSTOFF. Die Hamburger Energiewerke (HENW) und der Landkreis Rostock haben es in den Pranger des Bundes der Steuerzahler geschafft. Die HENW fühlen sich zu Unrecht angegriffen.
Das jährliche Schwarzbuch des Bundes der Steuerzahler (BdSt) ist seit wenigen Tagen veröffentlicht. Es prangert erneut angebliche Geldverschwendung der öffentlichen Hand in Deutschland an und zeigt Lösungswege auf. Unter den mehreren Dutzend herausgegriffenen Fällen finden sich auch zwei mit Energiebezug: zum einen die landkreiseigene Rebus Regionalbus Rostock GmbH, zum anderen das Landesunternehmen Hamburger Energiewerke (HENW).
Bei Rebus beziehungsweise dem Landkreis Rostock kritisiert die Steuerzahler-Lobby, dass das Unternehmen mit großzügiger Förderung des Bundes und des Landes Mecklenburg-Vorpommern Wasserstoff- statt Elektrobusse angeschafft hat. Dies geschah, so der Vorwurf, im Wissen, dass die Betriebskosten mit Wasserstoff als „Umweg“ statt mit Strom-Direktübertragung dauerhaft höher sein würden und auf den Hochlauf einer regionalen Wasserstoffwirtschaft angewiesen wären, um den teureren grünen Wasserstoff wenigstens in der Nähe und flächendeckend zu erzeugen. Doch dieser Hochlauf bleibt im Nordosten der Republik aus, so der BdSt. Er sieht den Fall Rebus als Beispiel für eine zu kleinteilige Förderpolitik, die Wechselwirkungen und Erfolgskontrolle vernachlässige.
Vollmundige Förderversprechen und dann Stille
Demnach hat Rebus 2024 und 2025 mit knapp 18 Millionen Euro Bundesförderung und einem Beitrag des Landkreises von 7,8 Millionen Euro insgesamt 52 Wasserstoff-Brennstoffzellen-Linienbusse im Gesamtwert von 40 Millionen Euro angeschafft. Die Förderquote betrug also knapp zwei Drittel. Hinzu kamen zwei H2-Tankstellen für 6 Millionen Euro. Generell rügt der BdSt in seinem diesjährigen Fokusthema, dass hohe Förderquoten Anreize zur sparsamen Verwendung der Steuergelder konterkarieren.
Der Landkreis mit Hauptsitz in Güstrow habe die höheren „mögliche(n) Betriebskosten des neuen Kraftstoffs“ in Kauf genommen. In einer Pressemitteilung bekannte er sich ausdrücklich dazu, diese zu übernehmen.
Der grüne Wasserstoff hätte unter Verwendung von im Norden überschüssig vorhandenem Windstrom elektrolysiert werden sollen. Für den Hochlauf der dahinterliegenden regionalen Wasserstoffwirtschaft kündigten Bund und Land 2024 rund 540 Millionen Euro Förderung an. Danach sei es um die Wasserstoffstrategie Mecklenburg-Vorpommerns „still geworden“, so der BdSt. Und die Bundesförderung fiel ihm zufolge zur Gänze Haushaltskürzungen zum Opfer.
Die ganze Entwicklung sei schon 2019 absehbar gewesen, behauptet der Steuerzahler-Bund. Die Förderung der Busflotte und Zapfstationen erscheine daher „fragwürdig“. Ein anderer, ungenannter Landkreis habe bei der H2-Busbeschaffung die Notbremse eingelegt, Rostock dagegen habe einfach weitergemacht.
Weder das zuständige Bundesverkehrsministerium noch der Landkreis Rostock nahmen bis zum Redaktionsschluss, wie erbeten, Stellung zu dem Schwarzbuch-Bericht.
Hamburg: „Teurer“ und „fragwürdiger“ Podcast
Ebenfalls für fragwürdig hält der BdSt einen Ende 2025 gestarteten Podcast der Hamburger Energiewerke unter dem Serientitel „Hamburg, watt nu?“ Darin geht es thematisch um allgemeingesellschaftliche Themen wie etwa Denkmalschutz, Sport, Kultur, Gastronomie, den Zusammenhalt im Kiez oder das Älterwerden, aber auch nachhaltiges Leben, jedenfalls nach Meinung des BdSt nicht um das HENW-Kerngeschäft Energie. Bislang sind 16 halbstündige Folgen erschienen. Unter anderem wurde Verkehrssenator Anjes Tjarks (Grüne) interviewt, dem die HENW nicht unterstehen.
Die Kritik der Steuerzahler-Lobby besteht einerseits darin, dass Produktion, Veröffentlichung, Werbung und Vermarktung mit 133.800 Euro (bis Mai) zu teuer gewesen seien und dass bis zum Schwarzbuch keine Angaben zu Hörerzahlen veröffentlicht wurden. HENW und der Senat wollten Angaben dazu für sich behalten, bis sie von Parlamentspräsidentin Carola Veit (SPD) dazu gedrängt wurden, eine parlamentarische Anfrage vom Februar zu beantworten.
Die HENW schrieb auf Anfrage dieser Redaktion, sie könne die Kritik „nicht nachvollziehen“. Die Kosten von „Hamburg, watt nu?“, davon zwei Drittel für Werbung, seien „marktüblich“; Konzeption und Moderation erfolgten im Haus. Podcasts seien ein Content-Marketing- und Markenkommunikations-Instrument. Im Content Marketing stehe der Mehrwert für die Hörer im Vordergrund. Die Energiewerke erschlössen sich mit ihrem Podcast neue Zielgruppen, die sie auf den klassischen Kanälen kaum oder gar nicht erreichten. Die Berührungspunkte mit den neuen Schichten würden in den sozialen Medien verlängert. Podcasts gewährleisteten hohe Aufmerksamkeit und strahlten Glaubwürdigkeit aus. Im Übrigen zählten auch Projekte und Themen der HENW selbst zu den Themen. (geo)
Quelle: E&M
PPA-Preise setzen Anstieg im September fort
PPA-PREISINDEX. Die Preiskorridore für marktübliche Power Purchase Agreements sind im September angestiegen. Das ergibt der PPA-Preisindex von E&M und Enervis.
Die erzielbaren Preiskorridore für typische Strom-Direktlieferverträge aus Erneuerbare-Energien-Anlagen (Power Purchase Agreements, PPA) sind in Deutschland im September − in Abhängigkeit vom Strom-Terminmarkt der Börse EEX − gestiegen. Das ergeben aktuelle Berechnungen des Analysehauses Enervis für den gemeinsamen PPA-Preisindex mit Energie und Management.
Demnach sind die Preise im Terminmarkt im September, die die Referenzpreise für PPA bilden, gestiegen.
Grafik 1: Neue PV-Freiflächenanlagen
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| Neue Photovoltaik-Großanlagen konnten in den vergangenen zwölf Monaten in zehnjährigen PPA diese Preis-Bandbreiten erzielen − hat das Analysehaus Enervis für E&M ermittelt Quelle: Enervis |
Für PPA auf neue Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit zehnjähriger Stromlieferung und einem Lieferstart im Oktober 2026 lag der Preiskorridor im September zwischen 29 Euro/MWh und 42 Euro/MWh. Damit lag das Preisniveau abermals über dem Niveau des Vormonats.
Der dazu korrespondierende Terminmarkt-Mischpreis im September für die betreffende PPA-Laufzeit lag bei circa 84 Euro/MWh und damit knapp 5 Euro/MWh höher als noch im Vormonat.
Grafik 2: Onshore-Windenergieanlagen im Bestand
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| Über 20 Jahre alte Windräder an Land konnten in den vergangenen zwölf Monaten in zweijährigen PPA diese Preis-Bandbreiten erzielen - hat das Analysehaus Enervis für E&M ermittelt Quelle: Enervis Energy Advisors GmbH |
Für PPA auf bestehende, über 20 Jahre alte, ausgeförderte Windenergieanlagen an Land (Ü20-Anlagen) mit zweijähriger Stromlieferung vom Oktober an ermittelten die Analysten von Enervis eine realistische Schwankungsbreite im September von 69 Euro/MWh bis 96 Euro/MWh. Diese hängt neben dem Terminmarkt-Mischpreis von Standort, Anlagentyp und weiteren PPA-Parametern ab. Die PPA-Preisrange liegt somit durch am kurzen Ende angestiegene Terminmarktpreise wieder deutlich oberhalb des Niveaus des Vormonats August und bestätigt den Trend der letzten Monate.
Der Terminmarkt-Mischpreis, der die Referenz für diesen PPA-Preis darstellt, lag bei rund 123 Euro/MWh und ist damit deutlich um knapp 15 Euro/MWh gestiegen.
Die Methodik des PPA-Preisindex
Die Marktpreis-Bandbreiten von PPA ermitteln die Analysten von Enervis auf folgende Weise: Sie nehmen vom ermittelten durchschnittlichen Preis der jeweils einschlägigen Terminmarkt-Lieferprodukte auf dem Graustrom-Terminmarkt der Börse EEX − dem Dreh- und Angelpunkt für die Bepreisung dieser langfristigen Direktlieferverträge − verschiedene Ab- und Zuschläge vor: für das technologie- und standortspezifische Einspeiseprofil sowie für energiewirtschaftliche Abwicklung und Risikoprämie. Dann schlagen sie aktuelle Preis-Bandbreiten für Herkunftsnachweise (HKN) auf (Näheres zur Methodik sowie Nutzungshinweise). Denn Strom aus grünen PPA erhält in der Regel im Gegensatz zur geförderten Direktvermarktung HKN und darf auch als Ökostrom verkauft werden.
Fernwärme versorgt Bauheizung für neues Klinikum
Baustart des Klinikums Memmingen. Bereits die Baustelle erhält Fernwärme. Quelle: e-con AG
WÄRME. Der Neubau des Klinikums Memmingen bezieht bereits während der Bauphase Fernwärme. Sie ersetzt damit die konventionelle Bauheizung mit Heizöl. Das soll Kosten und CO2 sparen.
Der Fernwärmeanschluss ist da, das Klinikum noch nicht: Beim Neubau des Memminger Krankenhauses haben sich die Planer entschieden, bereits die Baustelle mit Fernwärme zu versorgen. Damit unterscheidet sich das Projekt deutlich von einer klassischen Baustellenversorgung, da damit keine separate Ölheizung als zentrale Wärmequelle für die Bauphase eingesetzt werden muss. Die Baustelle erhält nun seit Anfang Oktober Wärme, teilte die „e-con AG“ am 6. Oktober mit.
Die Wärme liefert das Heizwerk Memmingen Nord der E-con AG. Sie gelangt über das Wärmenetz entlang der Europastraße und der Dr.-Karl-Lenz-Straße zum Klinikstandort.
„Mit der planmäßigen Inbetriebnahme der Bauheizung erreichen wir einen wichtigen Meilenstein. Die Besonderheit liegt für uns darin, dass wir nicht erst im späteren Klinikbetrieb, sondern schon während der Bauphase auf Fernwärme setzen können. Das reduziert den Heizöleinsatz deutlich und schafft gleichzeitig einen wirtschaftlichen Vorteil“, sagte Andreas Müller beim Baustart. Müller ist geschäftsführender Gesellschafter der Alois-Müller-Gruppe, die die Gebäudetechnik liefert.
Berechnungen zufolge ersetzt die Fernwärme während einer Heizperiode in der Bauphase rund 600.000 Liter Heizöl. Die Beteiligten beziffern die daraus resultierende Minderung der CO2-Emissionen auf rund 1.240 Tonnen pro Jahr beziehungsweise 78 Prozent gegenüber der betrachteten Versorgung mit Heizöl.
Bei zwei vorgesehenen Heizperioden summiert sich der rechnerisch vermiedene Heizölverbrauch damit auf rund 1,2 Millionen Liter. Der Wärmebezug für die Bauheizung erreicht über diesen Zeitraum voraussichtlich rund 8.800 MWh. Die Projektpartner erwarten neben der Emissionsminderung geringere Wärmekosten gegenüber einer Versorgung mit Heizöl.
Fernwärme ergänzt klinikeigene Erzeugung
Nach Abschluss der Bauphase bleibt der Fernwärmeanschluss Bestandteil des Versorgungskonzepts für das Klinikum. Die vereinbarte Anschlussleistung beträgt 3.870 kW. Für den Regelbetrieb rechnen die Projektpartner mit einer Bezugsleistung von rund 1.200 kW. Das Klinikum soll daneben über eine eigene Energiezentrale verfügen.
„Für uns ist entscheidend, dass die Energieversorgung des neuen Klinikums möglichst robust aufgebaut ist. Die Fernwärme ergänzt unsere eigene Energiezentrale, übernimmt künftig Leistungsspitzen und kann im Bedarfsfall die Wärmeversorgung vollständig absichern. Damit schaffen wir ein hohes Maß an Versorgungssicherheit“, so Maximilian Mai, Vorstand des Klinikums Memmingen.
Auch aus Sicht der Stadt Memmingen hat das Projekt eine besondere Bedeutung.
„Mit dem Klinikneubau entsteht eines der wichtigsten Infrastrukturprojekte unserer Stadt. Dass die Fernwärme bereits in der Bauphase genutzt wird und später zusätzlich zur Versorgungssicherheit des Klinikums beiträgt, zeigt den langfristigen Nutzen der aufgebauten Wärmeinfrastruktur für den Standort Memmingen“, sagte Oberbürgermeister Jan Rothenbacher. (hr)
Studie zu Elektrobussen in deutschen Großstädten Quelle: DUH
Busflotten in Großstädten vorwiegend dieselgetrieben
ELEKTROFAHRZEUGE. Eine Studie der Deutschen Umwelthilfe (DUH) zeigt große Unterschiede bei Elektro-Bussen in den 40 größten Städten. Die DUH fordert, keine neuer Verbrenner mehr anzuschaffen.
Die Elektrifizierung der kommunalen Busflotten kommt in Deutschlands Großstädten unterschiedlich schnell voran. Das zeigt eine Untersuchung der Deutschen Umwelthilfe (DUH) mit Stand zum 31. Dezember 2025. Demnach fuhren in den 40 größten Städten Deutschlands insgesamt noch fast 80 Prozent der Busse mit Dieselantrieb.
In Augsburg, Essen, Wuppertal, Krefeld und Magdeburg war zum Stichtag noch kein E-Bus im Einsatz. Anders in Mannheim, Freiburg und Karlsruhe: dort fuhr jeweils mehr als die Hälfte der Busse batterieelektrisch. Insgesamt vergibt die DUH in ihrer Auswertung nur für diese drei Städte eine „Grüne Karte“, während 19 Städte eine „Rote Karte“ erhalten.
Auch bei den geplanten Neubeschaffungen unterscheiden sich die Städte. Laut DUH plant fast die Hälfte der untersuchten Kommunen zwischen 2026 und 2030 weiterhin die Anschaffung von Bussen mit Verbrennungsmotor. Halle will demnach in diesem Zeitraum ausschließlich Verbrenner beschaffen.
Die DUH fordert angesichts der ab 2030 geltenden verschärften EU-Luftqualitätsvorgaben eine vollständige Elektrifizierung der städtischen Busflotten bis spätestens 2030. Zudem müssten die Verkehrsbetriebe nach Ansicht der Umweltorganisation ab sofort auf neue Verbrenner-Busse verzichten. Für technisch geeignete Bestandsfahrzeuge sieht die DUH auch die Möglichkeit einer Umrüstung auf Elektroantrieb.
Auch Biodiesel erzeugt Feinstaub
Besonders problematisch seien weiterhin alte Dieselbusse mit niedrigen Abgasstandards. In Oberhausen, Nürnberg, Aachen, Gelsenkirchen, Kassel und Erfurt sind laut DUH noch Busse mit einer Abgasstufe unterhalb von Euro V im Einsatz. Deren Stickstoffoxid-Emissionen lägen deutlich über denen moderner Euro-VI-Fahrzeuge.
„Diesel-Busse werden in der Regel länger als zehn Jahre im Nahverkehr betrieben“, sagte DUH-Bundesgeschäftsführer Jürgen Resch. Städte, die bis 2030 weitere Verbrenner beschafften, würden dadurch den Einsatz fossiler Antriebe bis in die 2040er-Jahre verlängern. In den untersuchten 40 Städten seien derzeit fast 10.000 Dieselbusse unterwegs. Resch kritisierte zudem den Einsatz von HVO100, einem aus biogenen Rohstoffen hergestellten Dieselkraftstoff. Dieser ändert aus Sicht der DUH nichts an den grundsätzlichen Problemen des Dieselantriebs im Stadtverkehr.
Die Organisation fordert stattdessen eine verlässliche Finanzierung durch Bund und Länder. Dabei geht es laut DUH insbesondere um die hohen Anfangsinvestitionen für Betriebshöfe, Ladeinfrastruktur, Netzanschlüsse und Fahrzeuge. Sie kritisiert zugleich, dass die Bundesregierung die Förderung von E-Bussen in diesem Jahr um zwei Drittel gekürzt habe.
Die DUH sieht die Kommunen vor der Aufgabe, ihre Beschaffungsentscheidungen stärker auf eine vollständige Elektrifizierung auszurichten. Insbesondere angesichts der langen Einsatzdauer von Linienbussen könnten Neubeschaffungen mit Verbrennungsmotor den Umstieg über das Jahr 2030 hinaus verlängern.
Die DUH-Studie „Elektrifizierung der Busflotten in deutschen Großstädten“ steht im Internet bereit. (sh)
VBW will Mittelständlern beim Energiesparen helfen
Quelle: Shutterstock / Rido
EFFIZIENZ. Die Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft (VBW) hat einen neuen Leitfaden zur Energieeffizienz in Industrie und Gewerbe veröffentlicht.
Mit einem neuen Leitfaden zur Energieeffizienz richtet sich die VBW an den Mittelstand. Er soll den Unternehmen helfen, Einsparpotenziale zu identifizieren und entsprechende Maßnahmen umzusetzen.
Die von der Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft (FfE) in München erstellte Publikation bündelt Erfahrungen aus knapp 1.000 analysierten Effizienzmaßnahmen und nennt konkrete Ansätze für Beleuchtung, Druckluft-, Wärme- und Kälteanwendungen sowie die Raumlufttechnik.
Nach Angaben der VBW können Unternehmen durch einen effizienteren Energieeinsatz nicht nur ihre Energiekosten senken, sondern auch ihre Wettbewerbsfähigkeit stärken.
Bertram Brossardt, Hauptgeschäftsführer der VBW: „Der schonende Einsatz von Energie ist kein einmaliges Projekt, sondern ein kontinuierlicher Verbesserungsprozess. Energieeffizienz hilft Unternehmen, Kosten zu senken, Emissionen zu reduzieren und ihre Wettbewerbsfähigkeit zu sichern.“
Der Leitfaden „Energieeffizienz in Industrie und Gewerbe – Fokus: Mittelstand“ beschreibt konkrete Maßnahmen in Bereichen wie Beleuchtung, Druckluft, Wärme- und Kälteversorgung sowie Raumlufttechnik. Ergänzt werden die technischen Ansätze durch organisatorische Empfehlungen und Informationen zu Fördermöglichkeiten.
Grundlage für die Bewertung sind unter anderem Erfahrungen der FfE aus Vor-Ort-Analysen. Zwischen 2022 und 2024 wurden im Leitfaden knapp 1.000 Effizienzmaßnahmen an 91 Unternehmensstandorten in Deutschland und Österreich erfasst. Von 467 quantitativ bewerteten Maßnahmen lag das Einsparpotenzial typischerweise bei 0,5 bis 3 Prozent des jährlichen Endenergieverbrauchs eines Standorts. Besonders große Potenziale sieht das Institut bei Prozess- und Raumwärme.
Hinzu kommt ein Selbstcheck für Unternehmen. Mithilfe einer Checkliste können Betriebe prüfen, wo noch Effizienzpotenziale bestehen. Gefragt wird beispielsweise, ob bereits LED-Beleuchtung eingesetzt wird oder Anlagen bedarfsgerecht gesteuert werden können.
Bei negativen Antworten verweist der Leitfaden auf passende Maßnahmen und weiterführende Steckbriefe. Als Maßnahmen für Effizienzinvestitionen werden beispielsweise Energiemanagement, Schulungen, Förderprogramme und eine bessere Erfassung der Verbrauchsdaten vorgeschlagen.
Für ausgewählte Maßnahmen enthält der Leitfaden Steckbriefe mit Angaben zu Wirtschaftlichkeit, Umsetzbarkeit und möglichen Energieeinsparungen. Teilweise werden auch Berechnungsformeln und Beispielrechnungen angeboten.
Der Leitfaden verweist zudem auf bestehende Förderprogramme des Bundes und des Freistaats Bayern. Dazu zählen unter anderem die Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft sowie Programme für Gebäude, Energieberatung und industrielle Klimaschutzmaßnahmen. (sag)
Der Leitfaden „Energieeffizienz in Industrie und Gewerbe - Fokus: Mittelstand“ steht auf der VBW-Homepage zur Verfügung.
Windpark Kloddram erhält Co-Location Großspeicher
Beispielhafte Visualisierung des Batteriespeichers in Jesow. Quelle: INTILION
WINDKRAFT. In Mecklenburg-Vorpommern entsteht ein Co-Location-Projekt aus Windpark und Speicher. Die gemeinsame Nutzung des Netzanschlusses soll die Vermarktungsoptionen verbessern.
Der Speicheranbieter Intilion errichtet in Jesow in Mecklenburg-Vorpommern einen Batteriespeicher mit 98 MWh Kapazität und 45 MVA Leistung. Das Verhältnis von Speicherkapazität und Leistung entspricht bei vollständiger Leistungsabgabe einer Entladedauer von gut zwei Stunden. Die Anlage entsteht als Co-Location-Projekt mit dem Windpark Kloddram in Vellahn. Der Windpark befindet sich ebenfalls im Bau und soll parallel zum Speicher fertiggestellt werden. Seine installierte Leistung beträgt 64,8 MW.
Intilion übernimmt nach eigenen Angaben die Lieferung, den Aufbau und die Inbetriebnahme des Speichers. Das Unternehmen setzt sein Containersystem „Scalecube“ ein. Zum Lieferumfang gehören neben den Batteriecontainern auch Transformator, Schaltanlage und Umrichter.
Der Batteriespeicher wird als Front-of-the-Meter-Anlage ausgeführt, teilte Intilion in seiner Mitteilung vom 6. Oktober mit. Speicher und Windpark sollen sich am Standort die Netzinfrastruktur teilen. Damit lässt sich nach Angaben es Unternehmens die vorhandene Anschlussleistung für Erzeugung und Speicherung nutzen. Das ermöglicht dem Betreiber, die Einspeisung des Windparks stärker an Marktpreise und Anforderungen des Netzbetriebs anzupassen. Der Speicher schafft zudem zusätzliche Vermarktungsmöglichkeiten unabhängig vom Zeitpunkt der Windstromproduktion.
Steuerung übernimmt Erzeugungsanlagen-Regelung
Für die Steuerung setzt Intilion seine „Application Unit“ ein. Das System koordiniert den Betrieb des Batteriespeichers am Netzanschlusspunkt. Intilion übernimmt außerdem die Inbetriebnahme der Anlage. Für den Betrieb vereinbarten die Projektpartner ein Servicepaket mit einer zugesicherten Verfügbarkeit von 97 Prozent. Intilion überwacht die Anlage dazu über seine Leitwarte. Bestandteil des Vertrags sind nach Angaben des Unternehmens zudem festgelegte Reaktionszeiten bei Störungen.
Die Kombination von Wind- oder Solarparks mit Batteriespeichern am selben Netzanschlusspunkt gewinnt für Projektentwickler an Bedeutung. Ein wesentlicher Ansatz liegt darin, Anschlusskapazitäten zeitlich unterschiedlich für Erzeugungsanlage und Speicher einzusetzen. Für Betreiber erweitert ein Speicher zugleich die Optionen bei der Stromvermarktung. Je nach Auslegung und Betriebsstrategie kommen etwa der Stromhandel sowie Systemdienstleistungen infrage.
Intilion mit Sitz in Paderborn gehört zur Hoppecke-Unternehmensgruppe und liefert Batteriespeichersysteme für Energieversorger, Projektentwickler und Industrieunternehmen. (hr)
Neuer Speicher am Karlsruher Heizkraftwerk West
Bei der offiziellen Inbetriebnahme des Speichers (v.l.): Iman El Sonbaty, Lars Fallant und Michael Homann. Quelle: Stadtwerke Karlsruhe GmbH
STROMSPEICHER. Die Stadtwerke Karlsruhe erweitern ihr Flexibilitätsportfolio um einen Batteriespeicher am Heizkraftwerk West. Die Anlage soll auch am Strommarkt eingesetzt werden.
Auf dem Gelände des Heizkraftwerks West haben die Stadtwerke Karlsruhe einen neuen Batteriespeicher offiziell in Betrieb genommen. Die Anlage verfügt über rund 12 MW Leistung und eine Speicherkapazität von 28 MWh. Das Heizkraftwerk West zählt zu den wichtigen Erzeugungsstandorten der Karlsruher Energieversorgung.
Bei voller Leistung kann der Speicher rechnerisch rund zwei Stunden und 20 Minuten Strom abgeben. Nach Angaben des kommunalen Energieversorgers reagiert die Anlage innerhalb weniger Sekunden. Sie soll kurzfristige Schwankungen zwischen Stromerzeugung und -verbrauch ausgleichen. Bei hoher Einspeisung kann sie Strom aufnehmen und zu einem späteren Zeitpunkt wieder ins Netz abgeben.
Für die Errichtung haben die Stadtwerke nach eigenen Angaben einen hohen einstelligen Millionenbetrag investiert. Einen genaueren Investitionswert nennt das Unternehmen nicht.
Die Dimension der Anlage fällt im Vergleich zu zahlreichen derzeit in Deutschland geplanten Großspeichern überschaubar aus. Für die Stadtwerke steht jedoch nicht allein die Speichermenge im Vordergrund. Sie wollen mit der Batterie zusätzliche Flexibilität schaffen und diese zugleich energiewirtschaftlich nutzen.
Vermarktung als Teil des Betriebskonzepts
Neben der kurzfristigen Bereitstellung von Leistung ist daher auch die Vermarktung vorgesehen. Steffen Knapp, Bereichsleiter Strategie, Handel und Forschung bei den Stadtwerken Karlsruhe, verweist auf die Verbindung von Systemnutzen und Wirtschaftlichkeit. Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien wachse der Bedarf an kurzfristig verfügbarer Flexibilität. Diese könne die Batterie bereitstellen und zugleich gezielt am Strommarkt vermarktet werden.
Auch Michael Homann, Vorsitzender der Geschäftsführung der Stadtwerke Karlsruhe, stellt die zunehmende Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen in den Mittelpunkt. Mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien werde es wichtiger, Stromangebot und -nachfrage kurzfristig aufeinander abzustimmen. Speicher könnten dabei nach seiner Einschätzung einen Beitrag zur Stabilisierung des Stromsystems leisten.
Die Stadtwerke Karlsruhe GmbH versorgt in der Region nach eigenen Angaben mehr als 140.000 Stromkunden, über 50.000 Erdgaskunden und mehr als 40.000 Fernwärmekunden. (ds)
Einsatz von KI in deutschen Unternehmen
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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Der Einsatz von Künstlicher Intelligenz in deutschen Unternehmen nimmt weiter zu. Im Jahr 2026 nutzten deutschlandweit 54,5 Prozent der befragten Unternehmen Künstliche Intelligenz. Besonders verbreitet ist der KI-Einsatz in Unternehmen des verarbeitenden Gewerbes. Hier nutzten 58,7 Prozent der Unternehmen KI. Zahlen des Ifo Instituts zeigen dies.
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Getec schließt Übernahme von Cogenio ab
FUSION. Getec hat den Energiedienstleister Cogenio vollständig übernommen. Damit baut der Energiedienstleister sein Geschäft in Italien weiter aus.
Der Magdeburger Energiedienstleister Getec hat nach der Erteilung der italienischen kartellrechtlichen Genehmigung die Übernahme von Cogenio abgeschlossen, teilte Getec am 6. Oktober mit. Dazu hatte das Unternehmen mit Infracapital, dem bisherigen Mehrheitsgesellschafter von Cogenio, eine Übernahmevereinbarung geschlossen (wir berichteten).
„Die Energiewende in der Industrie, im Immobilienbereich und im öffentlichen Sektor bleibt in allen unseren Märkten ein starker Wachstumsmotor, und wir sind entschlossen, eine führende Rolle in Europa im Bereich Energie und Infrastrukturlösungen einzunehmen“, sagte Pierre-Alain Graf, CEO von Getec.
Cogenio plant, finanziert und betreibt dezentrale Energieanlagen für Gewerbe- und Industriekunden. Zum Portfolio gehören Blockheizkraftwerke, Photovoltaikanlagen, Wärmerückgewinnung und weitere Effizienzlösungen. Die Anlagen bleiben im Eigentum des Energiedienstleisters und werden im Rahmen langfristiger Verträge für die Kunden betrieben.
In Italien verwaltet Cogenio mehr als 30 Energieanlagen an Industriestandorten im ganzen Land. Getec will mit der Übernahme vor allem seine Position in der italienischen Industrie, im öffentlichen Sektor und in der Immobilienwirtschaft ausbauen. Hinzu kommt erstmals ein eigenes Geschäft auf der Iberischen Halbinsel. Cogenio bringt dafür nach Angaben des Käufers bestehende Kundenbeziehungen, regionale Standorte und technisches Know-how ein.
Der Einstieg auf der Iberischen Halbinsel ist für Getec „ein wichtiger Schritt beim Ausbau der internationalen Präsenz“, wie das Unternehmen weiter mitteilte. Die Region biete dynamische Energiemärkte, ein hohes industrielles Wachstum, ehrgeizige Klima- und Energieziele sowie eine steigende Nachfrage nach erfahrenen Partnern, die integrierte Infrastrukturlösungen bereitstellen können.
Cogenio entstand im Jahr 2018 in Italien und expandierte später auf die Iberische Halbinsel. Während der Beteiligung von Infracapital erweiterte das Unternehmen sein Angebot nach Angaben des Investors unter anderem um Photovoltaik und Wärmerückgewinnung.
Infracapital ist der Infrastruktur-Investmentbereich des britischen Vermögensverwalters M&G. Das Unternehmen veräußert mit der Vereinbarung seine Mehrheitsbeteiligung an Cogenio. Als Finanzberater war die Investmentbank Jefferies tätig. (hr)
Stadtwerke in Ostwestfalen bereiten Kooperation ab 2027 vor
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STADTWERKE. Zwei Versorger in Ostwestfalen gehen einen weiteren Schritt aufeinander zu. 2027 streben sie eine Kooperation an, die aktuell in Vorbereitung ist. Der Stromvertrieb ist schon gebündelt.
Der Weg ist frei für eine engere Zusammenarbeit der Stadtwerke aus Lemgo und Bad Oeynhausen. Die beiden Versorger vom Nordostrand Nordrhein-Westfalens bereiten eine Kooperation vor, wie eine Sprecherin der Lemgoer Stadtwerke auf Anfrage dieser Redaktion bestätigte.
Der Verwaltungsrat des kommunalen Versorgers in Bad Oeynhausen, mit einer Bevölkerung von rund 50.000 um ein Viertel größer als Lemgo, hat sich zuletzt für die Kooperation ausgesprochen. Nun folgten, so die Sprecherin, die Gespräche, um das Vertragswerk samt Inhalten auszuarbeiten.
Die Ostwestfalen rücken damit Schritt für Schritt enger zusammen. Die Stadtwerke Lemgo bieten bereits seit Mai 2026 ein Angebot namens „OeynhausenStrom“ an, um die regionale Energieversorgung zu stärken, wie es auf der Website der Lemgoer heißt. Der Versorger in Oeynhausen selbst verfügt über keine Energiesparte, gleichwohl betreibt er mit der Gelsenwasser Energienetze GmbH das örtliche Gasversorgungsnetz in einer gemeinsamen Kooperationsgesellschaft.
Am Stromangebot für das Kurbad Oeynhausen beteiligt sind neben Lemgo auch die benachbarten Stadtwerke Vlotho. Vertriebskooperationen hatten die Lemgoer in der Vergangenheit bereits mit Bad Driburg und Lichtenau eingestielt.
Der Versorger aus der Hochschulstadt Lemgo ist inzwischen auch im Erneuerbaren-Bereich sehr aktiv. Windkraft-, Photovoltaik-, Wasserkraft- und Biomasseanlagen sind in jüngster Zeit zum Anlagenpark hinzugekommen. Auf Energieerzeugung über Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) setzt Lemgo schon länger; inzwischen sind zehn Blockheizkraftwerke und zwei Gasturbinen-Heizkraftwerke in Betrieb. (vs)
EAM setzt auf Energiemanagement von Kiwigrid
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AUFTRAG. EAM will ab 2027 ein Energiemanagementsystem von Kiwigrid anbieten. Die Lösung soll PV-Anlagen, Speicher, Wallboxen und Wärmepumpen verschiedener Hersteller verknüpfen.
Die EAM-Gruppe erweitert ihr Angebot um ein Energiemanagementsystem für Privathaushalte. Der kommunale Energieversorger und Netzbetreiber mit Sitz in Kassel hat Kiwigrid mit einer White-Label-Anwendung und der dazugehörigen Energiemanagement-Hardware beauftragt. Das neue Angebot soll den Kundinnen und Kunden der EAM nach Angaben der Unternehmen im ersten Quartal 2027 zur Verfügung stehen.
Grundlage der Zusammenarbeit ist die Energie-IoT-Plattform „KiwiOS X“. Über sie sollen Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher, Wallboxen und Wärmepumpen unterschiedlicher Hersteller eingebunden, gesteuert und aufeinander abgestimmt werden können. Nach Angaben von Kiwigrid sind bereits mehr als 290.000 Geräte mit der Plattform verbunden.
Zur Lösung gehört außerdem eine von Kiwigrid entwickelte App. Sie soll Erzeugung und Verbrauch sowie die Energieflüsse innerhalb eines Haushalts darstellen. Das Unternehmen beziffert mögliche Einsparungen durch die Optimierung von Wärmepumpen und Wallboxen auf bis zu 1.800 Euro jährlich. Wie hoch der wirtschaftliche Effekt im Einzelfall tatsächlich ausfällt, hängt allerdings unter anderem von Anlagenkonfiguration, Verbrauchsverhalten und Stromtarif ab.
Auch Anbindung von §14a-Anlagen
Die EAM will die technische Infrastruktur perspektivisch auch für weitere Anwendungen nutzen. Genannt werden dynamische Stromtarife sowie die Flexibilitäts- und Direktvermarktung. Damit könnte das Energiemanagement künftig neben der Optimierung innerhalb des Haushalts auch auf Preissignale aus dem Strommarkt reagieren.
Kiwigrid stellt neben Plattform und App auch die Hardware bereit. Nach Unternehmensangaben ermöglicht das Gerät zugleich eine Einbindung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen gemäß § 14a EnWG sowie von Erzeugungsanlagen nach § 9 EEG.
Energiemanagementsysteme haben im Rahmen des § 14a EnWG auch für die netzorientierte Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen Bedeutung. Die Bundesnetzagentur lässt neben der direkten Ansteuerung einzelner Geräte durch den Netzbetreiber eine Steuerung über ein EMS zu. Dabei kann am Netzanschluss eine Obergrenze für den netzwirksamen Leistungsbezug vorgegeben werden. Das Energiemanagement kann anschließend hinter dem Netzascnhluss entscheiden, wie die verfügbare Leistung beispielsweise auf Wärmepumpe, Wallbox oder Speicher verteilt wird, und dabei auch Eigenerzeugung berücksichtigen.
Dem Auftrag von EAM war nach Angaben des Versorgers ein mehrmonatiger Feldtest vorausgegangen. Insbesondere die Hersteller- und Geräteoffenheit der Plattform sowie starke Entwicklungs- und Betriebskapazitäten des Anbieters, die sich auch an einem Testlabor zeigen, seien ausschlaggebende Kriterien bei der Auswahl gewesen, sagt EAM-Energie-Geschäftsführer Daniel Strömer.
Die EAM betreibt nach eigenen Angaben rund 50.000 Kilometer Strom- und Erdgasnetze und hat mehr als 116.000 dezentrale Erneuerbare-Energien-Anlagen angebunden. Das Unternehmen beliefert Kunden in mehr als 280 Städten und Gemeinden. (fw)
Insolvenzverwalter für EKD bestellt
Quelle: Jonas Rosenberger
UNTERNEHMEN. Sechs Gesellschaften der EKD-Gruppe haben nun Insolvenz beantragt. Der Insolvenzverwalter prüft eine Sanierung und eine Investorenlösung. Der Geschäftsbetrieb läuft weiter.
Sechs Gesellschaften der Energiekonzepte Deutschland (EKD)-Gruppe haben Insolvenzanträge gestellt. Das Amtsgericht Leipzig bestellte Lucas F. Flöther von der Anwaltskanzlei Flöther & Wissing zum vorläufigen Insolvenzverwalter. Er will den Geschäftsbetrieb der Unternehmen während des vorläufigen Verfahrens fortführen. Für die siebte Gesellschaft der Gruppe, die ES Energiesysteme GmbH mit Sitz in Edermünde, kündigte EKD ebenfalls einen Insolvenzantrag an.
Zuvor hatte die internationale Investmentgesellschaft Pemberton, die Niederlassungen in Frankfurt und München hat, mitgeteilt, Energiekonzepte Deutschland keine weiteren Mittel mehr bereitzustellen (wir berichteten). 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 dazu.
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 Löhne und Gehälter der rund 400 Beschäftigten sollen für drei Monate über das Insolvenzgeld gesichert werden. Der vorläufige Insolvenzverwalter hat nach eigenen Angaben die Vorfinanzierung eingeleitet. Neben den festangestellten Beschäftigten arbeiten rund 1.000 Menschen im Vertrieb für die Gruppe. Der Hauptsitz befindet sich in Leipzig; Montage- und Vertriebsteams arbeiten bundesweit.
Geschäftsbetrieb läuft weiter
Geschäftsführung und vorläufige Insolvenzverwaltung wollen nun die Möglichkeiten für eine Sanierung prüfen. Bis zur erwarteten Eröffnung der Insolvenzverfahren am 1. Dezember soll das Team um Flöther die wirtschaftliche Lage der Unternehmen untersuchen und mögliche Schritte vorbereiten. Zu den Optionen zählt nach Angaben des Insolvenzverwalters eine Investorenlösung. Die weiteren Maßnahmen sollen mit den Gläubigern abgestimmt werden.
Laufende und anstehende Montage- und Servicetermine will das Unternehmen wieder aufnehmen. EKD kündigte zudem an, Kunden mit laufenden Projekten direkt zu kontaktieren. Die EKD geht deshalb derzeit davon aus, dass Kunden durch die Insolvenzanträge keine finanziellen Verluste entstehen. Ob und in welchem Umfang bestehende Aufträge abgearbeitet werden können, hängt allerdings vom Verlauf der vorläufigen Insolvenzverfahren und der Finanzierung des fortgeführten Geschäftsbetriebs ab.
EKD wurde im Jahr 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. (hr)
Power-to-Gas-Unternehmen stellt Insolvenzantrag
Die Referenzanlage für Power-to-Gas am Bernsteinsee. Quelle: Cytok
GAS. Die Rostocker Cytok GmbH hat beim Amtsgericht Rostock einen Antrag auf Insolvenz gestellt.
Die „CYTOK GmbH“ arbeitet nun mit dem vorläufig bestellten Insolvenzverwalter Rechtsanwalt Dr. Achim Ahrendt zusammen. „Gemeinsam mit ihm prüft die Geschäftsführung Möglichkeiten, die Technologie, das Know-how und bestehende Projekte zu erhalten und fortzuführen“, heißt es in einer Mitteilung des Unternehmens.
Das Unternehmen entwickelte Power-to-Gas-Anlagen zur Herstellung von synthetischem Methan. Das Unternehmen wurde im Mai 2023 in Rostock gegründet. Geschäftsführer sind Klaus Schirmer und Martin Weiss. Im Mai 2025 beschäftigte Ccytok acht Mitarbeiter.
Der Insolvenzantrag wurde nach Angaben von Cytok bereits am 15. September gestellt. Das Verfahren läuft beim Amtsgericht Rostock. Als Grund für den Insolvenzantrag nennt Cytok eine unzureichende Finanzierungsbasis für die weitere Skalierung und Unternehmensentwicklung. Hohe Anforderungen an die Projektvorfinanzierung und verzögerte Umsätze hätten zu Liquiditätsproblemen geführt.
Die Anlagen von Cytok wandeln Strom über Elektrolyse zunächst in Wasserstoff um. Dieser reagiert mit CO2 zu synthetischem Methan, das gespeichert und später zur Strom- und Wärmeerzeugung genutzt werden kann.
Als Referenz nennt Cytok eine seit Ende 2020 betriebene Anlage am Bernsteinsee in Niedersachsen. Dort wird überschüssiger Solarstrom in synthetisches Methan umgewandelt und für die Versorgung von Hotelgebäuden genutzt.
Zuletzt arbeitete das Unternehmen an einer modularen Containerlösung. Für Japan und Taiwan schloss das Unternehmen 2025 eine Lizenzvereinbarung mit GPSS Engineering Inc. über die Nutzung seiner Power-to-Gas-Technologie ab.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Wegen Einspeicherns? Gasnotierungen ziehen weiter an
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Uneinheitlich haben sich die Energiemärkte am Mittwoch gezeigt. Strom, Gas und Öl notierten fester. CO2 und Kohle gaben nach. Die Lage im Nahen Osten zieht weiter die Aufmerksamkeit der Märkte auf sich. Zwar gelangen mittlerweile ähnlich viele Schiffe wie vor dem Irankrieg durch die Straße von Hormus, doch scheinen die militärischen Auseinandersetzungen eher wieder zuzunehmen. Die Huthi-Miliz im Jemen hat nach eigenen Angaben „wichtige“ Ziele in der saudi-arabischen Hauptstadt Riad sowie Ölanlagen des saudischen Ölkonzerns Aramco in der Hafenstadt Janbu am Roten Meer angegriffen. Die Angriffe hätten mehrere größere Brände ausgelöst.
Strom: Tendenziell fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch präsentiert. Der Day-ahead allerdings verlor in der Grundlast um 52,75 Euro auf 139,50 Euro je Megawattstunde, in der Spitzenlast ergab sich ein Minus von 50,75 Euro auf 138,75 Euro je Megawattstunde. An der Börse wurde der Base mit 139,35 Euro gesehen, der Peak mit 138,45 Euro.
Händler begründeten den Preisrückgang beim Day-ahead mit der deutlich höheren Erneuerbaren-Einspeisung, von 29,5 Gigawatt, die für den Donnerstag erwartet wird. Für den Mittwoch hatte Eurowind nur 16,8 Gigawatt vorhergesagt. Für die Tage bis Sonntag erwarten die Meteorologen des Wetterdiensts noch etwas höhere Beiträge von Wind- und Solarstrom von bis zu 39 Gigawatt täglich.
Am langen Ende legte das Cal 27 infolge höherer Gaspreise um 0,96 Euro auf 134,690 Euro je Megawattstunde zu.
CO2: Die CO2-Preise haben am Berichtstag nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.33 Uhr um 0,57 Euro auf 84,21 Euro je Tonne. Das Hoch lag bei 85,12 Euro, das Tief bei 84,05 Euro.
Unterdessen sind die Netto-Longpositionen spekulativer Anleger an der Börse ICE in der vergangenen Woche um 4,5 Millionen auf 32,2 Millionen EUA gefallen. Hoffnungen der CO2-Bullen auf eine Erholung der Notierungen haben sich am Berichtstag nicht erfüllt. Laut Redshaw Advisors beläuft sich signifikanter Widerstand für den Dec 26 auf 85,88 Euro.
Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Mittwoch gezeigt. Der richtungweisende Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.36 Uhr 2,051 Euro auf 77,751 Euro je Megawattstunde.
Marktbeobachter führen die Aufschläge zum Teil auf verstärkte Käufe zum Einspeichern zurück. An sich hat sich die Situation am Golf von der Angebotsseite her etwas entspannt. Auch die Wetterprognosen für Nordwesteuropa gehen nicht mehr von starker Abkühlung auf unterdurchschnittliche Werte im Oktober aus. Ungeplante Wartungsarbeiten in den norwegischen Feldern Dwalin und Heidrun beschränken die norwegischen Gasexporte am Berichtstag um 12,7 Millionen Kubikmeter auf immer noch sehr hohe 334,5 Millionen Kubikmeter. (cdg)
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Schwerpunkte: Energiehandel, Finanzierung, Consulting
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