Den Brief unterzeichneten neben dem DNR die Klima-Allianz Deutschland, der Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland (BUND), die Bürgerlobby Klimaschutz, Germanwatch, German Zero, der Naturschutzbund Deutschland (Nabu) und WWF Deutschland.

Der seit 2005 bestehende europäische Emissionshandel (ETS1) verpflichtet Betreiber von Kraftwerken und energieintensiven Industrieanlagen sowie Unternehmen in Teilen des Luft- und Schiffsverkehrs, für ihre Treibhausgasemissionen Zertifikate abzugeben. Für jede Tonne CO2-Äquivalent ist eine Berechtigung nötig. Die EU begrenzt deren Gesamtmenge und verringert sie schrittweise. Die Verknappung soll den CO2-Preis erhöhen und Unternehmen dazu bewegen, in emissionsärmere Technik zu investieren. Für Brennstoffe in Gebäuden und im Straßenverkehr ist ein separates System vorgesehen – das sogenannte ETS2. Der Start 2028 ist rechtlich beschlossen

Anlass für die Verbändekritik ist ein Reformvorschlag der EU-Kommission vom 17. Juli. Die Kommission will die jährliche Absenkung der Zertifikatemenge nach 2030 verlangsamen und zusätzliche Emissionsrechte zur Finanzierung dauerhafter CO2-Entnahmen schaffen. Bei der Festlegung der Emissionsobergrenze sollen künftig auch internationale Klimagutschriften berücksichtigt werden. Mit den Änderungen will die Kommission den Klimaschutz und die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie miteinander verbinden. Das bereits gesetzlich verankerte EU-Klimaziel sieht vor, die Netto-Treibhausgasemissionen bis 2040 um 90 Prozent gegenüber 1990 zu senken.

Verbände warnen vor zusätzlichen Zertifikaten

Die Unterzeichner kritisieren insbesondere zusätzliche Berechtigungen für sogenannte Negativemissionen, also dauerhaft aus der Atmosphäre entferntes CO2, und eine Lockerung der Marktstabilitätsreserve. Beides könnte nach ihrer Einschätzung zu einem Überangebot an Zertifikaten führen. Die Marktstabilitätsreserve soll verhindern, dass zu viele Emissionsrechte im Umlauf sind. Bei einem Überschuss werden deshalb weniger neue Zertifikate versteigert. Eine Lockerung könnte den CO2-Preis und damit den Anreiz zur Emissionsminderung schwächen. Die Verbände warnen, dass der ETS1 so seinen vorgesehenen Beitrag zum EU-Klimaziel 2040 verfehlen könnte.

Auch die Nutzung internationaler Emissionsgutschriften nach Artikel 6 des Pariser Klimaabkommens sehen sie kritisch. Im offenen Brief sprechen sie von einer „riskanten Wette auf unsichere Minderungs- und Entnahmeleistungen“. Viviane Raddatz von der Klima-Allianz Deutschland erklärt in der DNR-Pressemitteilung: „Internationale Kohlenstoffzertifikate nach Artikel 6 dürfen diesen Umbau nicht aufschieben: Ihre Klimawirkung ist unsicher, und die Projekte können erhebliche soziale und menschenrechtliche Risiken bergen.“

Die Verbände fordern, den geltenden Reduktionspfad bis mindestens 2035 beizubehalten. Die Emissionsobergrenze müsse mit dem EU-Klimaziel 2040 vereinbar sein. Internationale Gutschriften und Negativemissionen sollten im ETS1 nicht angerechnet werden. Zudem müsse die Marktstabilitätsreserve die Zertifikatemenge weiterhin wirksam steuern.

Die Unterzeichner warnen auch vor Folgen für Bereiche außerhalb des ETS1. Wenn Energiewirtschaft und Industrie weniger CO2 einsparen müssten, könnten nach ihrer Einschätzung höhere Anforderungen auf Verkehr, Gebäude oder Landwirtschaft zukommen. Für Verbraucher könnte dies einen schnelleren Umstieg auf Elektroautos oder klimafreundliche Heizungen bedeuten und zusätzliche Kosten verursachen.

„Die Industrie braucht keine Aufweichung des Emissionshandels, sondern Antworten auf ihre echten Wettbewerbsprobleme“, betont Lutz Weischer von Germanwatch in der DNR-Pressemitteilung. Er fordert zudem politische Maßnahmen, die die Nachfrage nach klimafreundlich hergestellten Produkten stärken. Damit sollen sich entsprechende Investitionen für Unternehmen wirtschaftlich lohnen.

Der offene Brief „Für einen wirkungsstarken europäischen Emissionshandel: Klimazielerreichung sicherstellen, Mehrbelastung anderer Sektoren vermeiden“ ist auf der Internetseite des Deutschen Naturschutzrings im Original abrufbar. (ds)

Damit die Energieversorgung auch in Zeiten der Energiewende verlässlich funktioniert, „müssen unsere Stadtwerke jetzt die Netze und Anlagen von morgen bauen. Das kostet viel Geld. Wir lassen sie damit nicht allein“, teilte Nordrhein-Westfalens Wirtschaftsministerin Mona Neubaur (Grüne) mit.

Das Programm richte sich an Energieversorgungsunternehmen, die sich direkt oder indirekt mehrheitlich in kommunalem Eigentum befinden, heißt es weiter in einer Mitteilung aus dem Ministerium. Die Rechtsform spiele dabei keine Rolle.

Voraussetzung sei, dass die Investitionen in Nordrhein-Westfalen erfolgen und Bestandteil eines eingereichten und genehmigten Wirtschaftsplans sind.
Gefördert werden der Neubau, die Erweiterung und die Modernisierung von Anlagen zur Wärme- und Kälteerzeugung sowie entsprechender Speicher. Auch Investitionen in Strom-, Wärme- und Kältenetze sind förderfähig.

Laufzeiten bis 25 Jahre

Die Darlehen haben Laufzeiten zwischen fünf und 25 Jahren. Eine Zinsbindung ist ebenfalls für bis zu 25 Jahre möglich. Vorgesehen sind maximal zehn tilgungsfreie Jahre. Anschließend erfolgt die Rückzahlung in halbjährlichen Raten. Bei bestimmten kürzeren Laufzeiten sind auch endfällige Darlehen möglich.

Die Konditionen werden individuell mit der NRW-Bank vereinbart. Zusätzliche Sicherheiten sind nicht erforderlich. Eine Kombination mit anderen öffentlichen Fördermitteln ist grundsätzlich möglich. Ausgeschlossen sind hingegen Umschuldungen bereits abgeschlossener Infrastrukturmaßnahmen.

Mit den Darlehen – korrekt handelt es sich um Nachrangdarlehen – wollen Land und Förderbank die wirtschaftliche Eigenkapitalbasis kommunaler Versorger stärken. Da diese Darlehen im Insolvenzfall erst nach vorrangigen Gläubigern bedient werden, haben sie eigenkapitalähnlichen Charakter. Dadurch soll es den Unternehmen erleichtert werden, weitere Bankkredite für ihre Investitionen aufzunehmen.

„Mit dem Programm NRW.BANK.Energienetze stärken wir durch nachrangige Mittel die wirtschaftliche Eigenkapitalbasis der Unternehmen und verbessern ihren Zugang zu Fremdkapital“, erklärte Johanna Antonie Tjaden-Schulte, Vorstandsmitglied der NRW-Bank.

Das Land Nordrhein-Westfalen übernimmt eine Garantie über 100 Prozent der Darlehen. Die Einführung des Programms steht allerdings noch unter dem Vorbehalt der haushaltsrechtlichen Genehmigung, heißt es abschließend. (sag)

„Viele Anlagen stehen jetzt vor der Entscheidung: weiterlaufen oder abschalten. Der Bund muss deshalb beim EEG nachlegen“, erklärte NRW-Wirtschaftsministerin Mona Neubaur (Grüne). Bioenergie könne im Gegensatz zu Windkraft und Photovoltaik bedarfsgerecht Strom und Wärme bereitstellen und damit zur Versorgungssicherheit beitragen.

Die Erklärung haben neben Neubaur ihre Kollegin Landwirtschaftsministerin Silke Gorißen (CDU), der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE), der Landesverband Erneuerbare Energien NRW (LEE NRW) und die Landesgesellschaft „NRW.Energy4Climate“ unterzeichnet.

Drei Kernforderungen an die Bundesregierung

Im Mittelpunkt der Erklärung stehen drei Forderungen an die Bundesregierung. So soll das jährliche Ausschreibungsvolumen für Biomasseanlagen ab 2027 auf 2.500 MW steigen. Nach geltendem EEG sind für 2027 zunächst lediglich 326 MW vorgesehen, wobei sich diese Menge durch gesetzliche Anpassungen erhöhen kann.

Der Flexibilitätszuschlag − so die zweite Forderung − soll von derzeit 100 auf mindestens 130 Euro je kW installierter Leistung und Jahr steigen. Zudem verlangen die Unterzeichner als Drittes, die zweite EEG-Vergütungsperiode für bestehende Biomasseanlagen von derzeit zwölf auf 15 Jahre zu verlängern. Erst 2025 hatte der Bund mit dem Biomassepaket den Flexibilitätszuschlag angehoben und die Anschlussförderung von zehn auf zwölf Jahre verlängert.

Damit sollen Investitionen in die Flexibilisierung bestehender Anlagen wirtschaftlich attraktiver werden. Die Branche verweist auf gestiegene Investitions- und Finanzierungskosten, die durch die bisherigen Fördersätze nicht ausreichend berücksichtigt würden.

LEE NRW: „Jede Anlage zählt“

Weitere Forderungen betreffen einen erleichterten Netzanschluss, die stärkere Nutzung von Rest- und Abfallstoffen sowie eine nationale Strategie für erneuerbare Gase. Auch kleinere landwirtschaftliche Biogasanlagen sollen künftig bessere Möglichkeiten zur Flexibilisierung erhalten. In Nordrhein-Westfalen sind nach Angaben der Landesregierung derzeit rund 1.000 Biogasanlagen in Betrieb. Ihr Weiterbetrieb gilt als wichtiger Bestandteil der regionalen Energieversorgung.

„Für die Bioenergie gilt: Jede Anlage zählt“, erklärte Hans-Josef Vogel, Vorsitzender des LEE NRW. Der Bund müsse verlässliche Rahmenbedingungen für eine langfristige Perspektive schaffen. Bereits Anfang 2026 hatte die Landesregierung mit dem Impulsprogramm Bioenergie NRW Maßnahmen zur Weiterentwicklung des Anlagenbestands angekündigt. Die nun unterzeichnete Erklärung richtet sich vor allem an den Bund, der die entscheidenden gesetzlichen Rahmenbedingungen festlegt.

Die Erklärung „Gemeinsam stark für Bioenergie in NRW“ ist auf der Seite des Landeswirtschaftsministerium abrufbar. (sag)

Merz sagte, die CDU wolle in den kommenden Monaten wieder sehr viel stärker in den Austausch mit der Parteibasis gehen. Dazu sei Anfang November eine Kreisvorsitzendenkonferenz vorgesehen. Im kommenden Jahr sei zudem eine Reihe von Mitglieder- und Regionalkonferenzen in ganz Deutschland geplant. 

Die zweitägige Präsidiumsklausur war nach den drei schweren Niederlagen der CDU bei den Landtagswahlen im September angesetzt worden, die die Partei in eine Krise gestürzt haben. In Mecklenburg-Vorpommern hatte die CDU erstmals in ihrer Geschichte den Einzug in einen Landtag verfehlt.

„Mit der neuen Grundsatzverordnung schaffen wir einen modernen regulatorischen Rahmen für ein Energiesystem, das zunehmend dezentral, digital und flexibel wird“, wird E-Control-Vorstand Alfons Haber in einer Pressemitteilung zitiert. Ein wesentliches Ziel des neuen Systems der Netzentgelte sei eine faire Verteilung der verursachten Kosten. „Kundinnen und Kunden erhalten mehr Möglichkeiten, um ihre Netzkosten aktiv zu beeinflussen.“

Leistungspreise sollen stärker ins Gewicht fallen

Künftig sollen neben dem Stromverbrauch auch die höchsten monatlichen Leistungsspitzen stärker in die Netzentgelte einfließen. Das Modell wird für größere Gewerbe- und Industriekunden bereits angewendet. Für Haushalte und kleine Gewerbebetriebe auf Netzebene 7 – die Niederspannungsebene bis 1.000 Volt – ist eine schrittweise Einführung vorgesehen. Nach Angaben der E-Control soll sich das Verhältnis von Arbeits- und Leistungspreis innerhalb von drei Jahren auf jeweils 50 Prozent verschieben.

Der Leistungspreis soll sich am höchsten 15-Minuten-Leistungswert eines Monats orientieren. Wer hohe Lastspitzen vermeidet oder Stromverbrauch zeitlich verlagert, kann dadurch seine Netzkosten beeinflussen. Die Reform soll die vorhandenen Netzkapazitäten effizienter nutzbar machen und den Bedarf an zusätzlichem Netzausbau begrenzen.

Mit dem Sommer-Nieder-Arbeitspreis (SNAP) – er wurde dieses Jahr eingeführt – und dem geplanten Winter-Nieder-Arbeitspreis (WiNAP) sollen Anreize entstehen, Strom zu Zeiten höherer Verfügbarkeit im Netz zu nutzen. Der SNAP gilt laut E-Control vom 1. April bis zum 30. September zwischen 10 und 16 Uhr. Der WiNAP soll vom 1. Oktober bis zum 31. März zwischen 23 und 5 Uhr gelten und im Oktober 2027 starten.

Voraussetzung ist, dass der Netzbetreiber die Smart-Meter-Daten viertelstündlich auslesen kann. Die konkrete Höhe der Preisnachlässe soll über die Systemnutzungsentgelte-Tarifverordnung geregelt werden.

Flexible Netznutzung und neue Anschlussregeln

Die bisherige unterbrechbare Netznutzung soll schrittweise durch ein Modell der flexiblen Entnahme ersetzt werden. Dabei können Kundinnen und Kunden einen Teil ihrer Bezugsleistung als flexibel vereinbaren. Der Netzbetreiber darf die Nutzung nach den vorgesehenen Regeln in definierten Situationen einschränken. Die E-Control nennt dafür maximal zwei Zeiträume von jeweils zwei Stunden pro Tag.

Auch das Netzanschlussentgelt soll neu gestaltet werden. Nach Angaben der Behörde sollen harmonisierte Regeln und Anreize für netzdienliche Standorte die Nutzung vorhandener Kapazitäten berücksichtigen.

Für bestehende Anschlüsse sind Übergangsregelungen vorgesehen. Demnach sollen Kundinnen und Kunden zunächst 10 kW netzwirksame Bezugsleistung zugeordnet bekommen. Die konkreten Auswirkungen hängen von den jeweils geltenden Verordnungsbestimmungen ab.

Speicher sollen nach ihrem Systemnutzen behandelt werden

Die Reform sieht zudem Regeln für Speicher vor, die das Netz entlasten oder vorhandene Kapazitäten effizient nutzen. Je nach Ausgestaltung und Erfüllung der festgelegten Kriterien sollen sich daraus Reduktionen oder Befreiungen bei bestimmten Netzentgelten ergeben können. Als mögliche Anwendungsfälle nennt die E-Control unter anderem Hybridanlagen mit erneuerbarer Erzeugung, Elektrolyseure mit bilanzieller Wiedereinspeisung, Vehicle-to-Grid-Lösungen und aggregierte Speicher.

Die Regulierungsbehörde verspricht sich von der Reform, „bestehende Netze besser auszulasten, Lastspitzen zu reduzieren und kostspieligen Netzausbau möglichst zu vermeiden“. Das langfristige Einsparpotenzial taxiert E-Control auf 300 Millionen Euro pro Jahr. 

Die Elektrizitätswirtschaft sieht die neue SNE-G-V als wichtigen Schritt hin zu einem „flexibleren und zukunftsfähigen Stromsystem“. Der „Leistungspreis für alle, zeitvariable Tarife und flexible Netznutzung“ schafften Anreize, Stromverbrauch und Netzauslastung besser aufeinander abzustimmen, so der Dachverband Oesterreichs Energie. (mf)

Was rechtlich sauber sein könnte, ist zu einem Kommunikationsdesaster geworden, wenn man der Noz glauben mag: Die drastische Preiserhöhung war in den Begleitschreiben offenbar nicht transparent genug ausgewiesen, geschweige denn, erläutert worden. Das Stadtwerk räumte gegenüber der Tageszeitung eine unglückliche Kommunikation ein.

Die Stadtwerke Georgsmarienhütte weisen außerdem darauf hin, dass die jeweils fünf Jahre geltende Preisgleitformel der Altverträge sie mittlerweile benachteilige, seit Russland Deutschland den Gashahn abgedreht hat. Geschäftsführer Jörg Dorroch sagte der Noz, das Delta zu auskömmlichen Preisen habe zuletzt 7 Cent/kWh betragen.

In der Peripherie von Georgsmarienhütte existieren mehrere Nahwärmenetze mit erdgasbefeuerten Blockheizkraftwerken (BHKW) in der Mitte. Diese sind von der Tariferhöhung betroffen, nicht das Haupt-Fernwärmenetz der Stadtwerke. Letzteres wird gespeist von der Abwärme des namengebenden Stahlherstellers, ergänzend mit einem biomethanbetriebenen BHKW.

Jetzt steigen die Arbeitspreise am Stadtrand von 8,06 Cent/kWh auf 15,2 Cent/kWh, mehr als das Doppelte. Und der jährliche Grundpreis erhöht sich auf mehr als den Faktor drei, von 327,70 Euro auf 1.026,45 Euro. Wer auf das zunächst auf ein Jahr befristete Neuvertrags-Angebot nicht eingeht, dem wird der Nahwärmeanschluss stillgelegt, und das kostet den Ex-Kunden dann ebenfalls Geld, berichtet die Noz. Und zwar bei einem abseits gelegenen Kunden im mittleren vierstelligen Euro-Bereich. Dazu käme dann noch die Investition in einen anderen Wärmeträger.

Neckarsulm: Es kann auch umgekehrt laufen

Wärmeversorger müssen aber auch damit rechnen, dass sie die Preise senken und die Regionalzeitung - ebenfalls ein Monopolist - das Gegenteil daraus macht. So geschehen mit den Stadtwerken Neckarsulm in Baden-Württemberg. Der Arbeitspreis ist Anfang des Jahres gegenüber dem Tarifstand vom 1. April 2024 um 11 bis 13 Prozent gesunken: auf 15,95 Cent/kWh bei den ersten 500.000 kWh Jahresverbrauch bis zu 8,31 Cent/kWh ab der ersten Million kWh.

Der Grundpreis hat sich zwar um circa 9 Prozent erhöht, doch allein schon bei einem moderaten Wärmeverbrauch von 10.000 kWh im Jahr verringert sich die Gesamtrechnung um fast ein Zehntel. Bei höherem Verbrauch wird es noch günstiger für die Verbraucher als bisher.

Gleichwohl zitiert die Tageszeitung Heilbronner Stimme zehneinhalb Monate nach der faktischen Preissenkung eine unbekannte Zahl anonymer Nahwärme-Kunden, die jetzt angeblich das Doppelte zahlen und sich darüber beschweren, dass sie in dem natürlichen Monopol gefangen sind. Die Zeitung verrührt die Aussagen zudem mit der seit 2023 laufenden Untersuchung des Kartellamtes gegen sieben Wärmeversorger wegen angeblich missbräuchlicher Preiserhöhungen. Deren Namen behält die Behörde aber bis heute für sich, um eine Vorverurteilung zu verhindern. Es ist also unklar, ob die Stadtwerke Neckarsulm zu diesen Sieben gehören. 

Nichtsdestotrotz titelt die Regionalzeitung mit „Vorwürfe gegen mehrere Stadtwerke“. Das Neckarsulmer Rathaus habe sich gerade mit „Abzocke-Vorwürfe(n)“ herumzuschlagen. (geo)

 Die Gestehungskosten für strommarktbasierten grünen Wasserstoff sind in den vergangenen zwei Wochen wieder gestiegen. Das Zweiwochenhoch lag bei 16,14 Euro pro Kilogramm, das Zweiwochentief bei 9,03 Euro/Kilogramm. Im Wochenmittel ist der Preis von 12,19 auf 13,41 Euro Kilogramm grünen Wasserstoffs gestiegen. Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 4,59 und 5,12 Euro pro Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus EE-Anlage und Elektrolyseur.

Damit soll es möglich werden, dass künftig ein Teil der für die Papierproduktion benötigten Prozesswärme elektrisch erzeugt wird. Dafür plant Drewsen den Bau einer Power-to-Heat-Anlage, die im Herbst 2027 in Betrieb gehen soll.

Die Anlage soll Strom aus dem öffentlichen Netz in Wärme umwandeln. Dafür benötigt Drewsen zusätzliche elektrische Leistung. Gemeinsam mit Avacon will das Unternehmen ein flexibles Netzanschlussmodell erproben, bei dem sich der zusätzliche Strombezug nach den verfügbaren Netzkapazitäten richtet.

Grundlage ist eine zeitlich befristete Vereinbarung. Steht ausreichend Netzkapazität zur Verfügung, kann Drewsen zusätzliche elektrische Leistung beziehen. Bei höherer Netzbelastung muss das Unternehmen seine Stromabnahme entsprechend reduzieren. Damit soll die elektrische Wärmeerzeugung trotz begrenzter Netzkapazitäten ermöglicht werden.

„Für Unternehmen wie Drewsen sind zehn Jahre Wartezeit auf den Netzausbau keine Option. Deshalb brauchen wir einen neuen Ansatz: erneuerbare Energien, Stromnetze, Speicher und industrielle Verbraucher müssen stärker als Gesamtsystem gedacht werden“, erklärte Avacon-Vorstandsvorsitzender Matthias Boxberger.

Erfahrungen für weitere Industrieprojekte sammeln
 Für Drewsen ist die geplante Power-to-Heat-Anlage Bestandteil der Umstellung auf eine klimafreundlichere Wärmeversorgung. Das Unternehmen will dabei auch Erfahrungen sammeln, wie sich die Anforderungen der Papierproduktion mit einem zeitweise eingeschränkten Strombezug vereinbaren lassen.

„Mit dem Probebetrieb wollen wir zeigen, dass industrielle Transformation auch unter aktuell noch eingeschränkten Netzbedingungen vorankommen kann. Dabei betreten wir Neuland. Ob sich das Konzept bewährt, muss der Praxisversuch beweisen“, sagte Drewsen-Geschäftsführer Amir Mirsakarimi.

Ministerpräsident Lies verwies bei der Vorstellung auf die Bedeutung solcher Projekte für den Industriestandort Niedersachsen. „Wenn ein mittelständischer Papierhersteller seine Prozesswärme auf Strom umstellt, ist das genau die Transformation, die wir brauchen: Klimaschutz, der Wertschöpfung und Arbeitsplätze im Land hält.“

Flexible Netzanschlussvereinbarungen sind bereits im Energiewirtschaftsgesetz vorgesehen. Sie ermöglichen es Netzbetreibern, die verfügbare Anschlussleistung abhängig von der Netzsituation zu begrenzen. Avacon will das Modell nun gemeinsam mit Drewsen unter den konkreten Bedingungen eines Industriebetriebs testen.

Das Konzept ist auf den Standort Lachendorf zugeschnitten. Da die Auslastung des Stromnetzes jahreszeitlichen Schwankungen unterliegt, rechnen die Projektpartner erst nach ein bis zwei Jahren Probebetrieb mit belastbaren Ergebnissen. Avacon will dabei insbesondere Erfahrungen zur flexiblen Nutzung bestehender Netzkapazitäten auf der Hoch- und Mittelspannungsebene sammeln. Die Erkenntnisse sollen zeigen, inwieweit vergleichbare Anschlussmodelle auch für andere Industrieunternehmen geeignet sind. (sag)

 
Die Anzahl der öffentlichen Ladepunkte in Deutschland mit hohen Ladeleistungen nimmt nach Angaben der Bundesnetzagentgur weiter zu. Allerdings dominierten auch noch zu Beginn des Jahres 2026 die „Normalladepunkte“ (Ladepunkte mit bis zu 22 kW Leistung). Mit fast 146.000 Normalladepunkten machten dies etwa 74,6 Prozent der Gesamtheit aller Ladepunkte aus. Zum Stichtag 1. Januar 2026 gab es in Deutschland rund 195.200 öffentliche Ladepunkte.

„Eine solche Transaktion kann jedoch nur gelingen, wenn alle Beteiligten die notwendigen Schritte verbindlich und verlässlich mittragen. Das ist derzeit nicht gegeben“, wird Enercity-Chefin Aurlie Alemany in einer Stellungnahme zitiert. Die geplante Struktur sei damit gescheitert. Allerdings halte das Unternehmen grundsätzlich an dem Vorhaben fest. „Das Ziel einer vollständigen Entflechtung ist damit jedoch nicht ad acta gelegt. Mit Blick auf 2030 werden wir die strategischen Optionen neu bewerten“, so Alemany.

Enercity hält derzeit 20,53 Prozent an der Münchner Thüga. Ebenso hohe Anteile besitzen die Frankfurter Mainova und die Nürnberger N-Ergie. Die restlichen 38,41 Prozent entfallen auf den Stadtwerkeverbund Kom9. Umgekehrt ist die Thüga mit rund 24 Prozent am Hannoverschen Versorger beteiligt. Die übrigen knapp 76 Prozent hält die Landeshauptstadt Hannover. Mit der geplanten Entflechtung sollte diese seit 2009 bestehende Überkreuzbeteiligung aufgelöst werden.

Beide Unternehmen hatten am 5. Mai angekündigt, ihre gegenseitigen Beteiligungen vollständig entflechten zu wollen. Vorgesehen war, dass Enercity seinen Thüga-Anteil an die übrigen Gesellschafter überträgt. Im Gegenzug sollte die Stadt Hannover die Beteiligung der Thüga an Enercity übernehmen.

Unverbindliche Absichtserklärung

Das Beteiligungskonstrukt besteht seit 2009. Damals hatte Eon seine Tochter Thüga für rund 2,9 Milliarden Euro an ein Konsortium kommunaler Energieversorger verkauft.

Als möglicher Käufer der Enercity-Anteile war bereits im vergangenen Jahr die Mainova im Gespräch. Gegenüber E&M hatte das Unternehmen im November 2025 bestätigt, mit Enercity und weiteren Gesellschaftern über einen möglichen Erwerb zusätzlicher Thüga-Anteile zu verhandeln. Eine rechtlich unverbindliche Absichtserklärung sei bereits unterzeichnet worden. Ob und in welchem Umfang Anteile erworben werden sollten, war damals noch offen.

Auch wirtschaftlich hat die Beteiligung erhebliches Gewicht. Für das Geschäftsjahr 2024 schüttete die Thüga rund 295 Millionen Euro an ihre Anteilseigner aus. Auf einen Anteil von 20,53 Prozent entfielen rechnerisch rund 61 Millionen Euro. (sag)

Mehrere politische Entscheidungen sowie die geplante EEG-Novelle 2027 würden den Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung behindern. Das ebenfalls geplante Netzpaket werde die Erzeugung in bestimmten Fällen sogar verhindern, argumentiert Grüüün. „Für grüüün bedeutet dies, dass eingeplante Grünstrommengen so zukünftig niemals erzeugt werden“, heißt es dort. Damit sei die Grundlage für das bundesweite Privatkundenangebot mit zehnjähriger Preisgarantie entfallen.

Als Marke der Münch-Gruppe hat Grüüün vor allem Strom aus Solar- und Windkraftanlagen der Unternehmensgruppe ohne Zwischenhändler vertrieben. Bei seinem Markteintritt hatte der Versorger mit einer zehnjährigen Preisgarantie geworben. Sie bezog sich allerdings nur auf den Energiepreis, nicht auf Netzentgelte, Steuern und Abgaben. Eigene Erzeugung und direkter Vertrieb sollten den Energiepreis langfristig kalkulierbar halten.

Die EEG-Novelle und das Netzanschlusspaket wurden vom Bundeskabinett beschlossen, sind aber noch nicht endgültig verabschiedet. Die geschilderten Folgen sind daher eine Einschätzung des Versorgers, der erklärt, er habe über Monate mit Regierungsvertretern gesprochen und mit anderen Branchenvertretern versucht, die Bundesregierung von ihren Plänen abzubringen. Mittlerweile fehle jedoch eine verlässliche Planungsgrundlage.

Für die Kunden soll die Belieferung bis spätestens Ende Oktober weiterlaufen. Grüüün empfiehlt seinen Kunden einen zeitnahen Anbieterwechsel, um nicht in die Ersatzversorgung zu fallen. Als Alternative nennt Grüüün den Anbieter „Naturwerke“, der Sonderkonditionen unterhalb seiner regulären Neukundenpreise zugesagt habe. Im November will Grüüün anhand der Zählerstände die Schlussrechnungen erstellen und Guthaben sowie zu viel gezahlte Abschläge erstatten. (fw)

Die Vereinbarung betrifft das Stadtgebiet von Heilsbronn und den Ortsteil Weiterndorf. Das Stromnetz umfasst rund 120 Kilometer Mittel- und Niederspannungsleitungen sowie 32 Stationen. Als Termin für die Übergabe ist der 1. Januar 2028 vorgesehen. Den anschließenden Betrieb übernimmt die N-Ergie Netz GmbH, eine Tochtergesellschaft des Nürnberger Energieversorgers.

Die Entscheidung begründet die Stadt Heilsbronn mit den veränderten Rahmenbedingungen für kommunale Netzbetreiber. „Wir haben uns diesen Schritt nicht leicht gemacht“, erklärte Bürgermeisterin Eva Didion (SPD). Insbesondere zunehmende regulatorische Vorgaben und die steigenden Anforderungen durch die Energiewende hätten den Handlungsdruck erhöht. Hinzu kämen die erheblichen Investitionen, die für einen zukunftsfähigen Netzbetrieb erforderlich seien. Mit N-Ergie habe die Stadt einen Partner gefunden, der bereits als vorgelagerter Netzbetreiber tätig sei und mit dem seit vielen Jahren eine Zusammenarbeit bestehe, so Didion.

Stromvertrieb bleibt bei den Stadtwerken

Der Verkauf des Stromnetzes bedeutet allerdings keinen vollständigen Rückzug der Stadtwerke aus der Energieversorgung. Auch nach dem geplanten Eigentümerwechsel bleiben für Stromvertrieb und die örtliche Wasserversorgung die Stadtwerke Heilsbronn zuständig.

Damit behalten sie ihre Aufgaben beim Stromeinkauf, bei der Tarifberatung sowie bei der Verwaltung von Stromlieferverträgen und der Abrechnung gegenüber den Kunden. Lediglich die Verantwortung für die Netzinfrastruktur wechselt zu N-Ergie. Deren Netzgesellschaft stellt künftig auch den Entstörungsdienst rund um die Uhr sicher.

Die N-Ergie Netz GmbH betreibt bereits ein weit verzweigtes Stromnetz in Nordbayern. Das Netzgebiet reicht vom Würzburger Umland bis nach Eichstätt sowie von Weikersheim bis Sulzbach-Rosenberg. Insgesamt umfasst die Infrastruktur nach Unternehmensangaben knapp 29.000 Kilometer Hoch-, Mittel- und Niederspannungsleitungen.

Für N-Ergie ist die Übernahme in Heilsbronn nicht der erste Netzkauf in Mittelfranken. Bereits Anfang 2025 hat der Nürnberger Energieversorger die Stromnetze in Wilhermsdorf (Landkreis Fürth) und Leutershausen (Landkreis Ansbach) übernommen. Hinzu kam der Erwerb der Strom-, Gas- und Trinkwassernetze im Gewerbepark Nürnberg-Feucht. (ds)

Die Anlagen verfügen nach Unternehmensangaben über eine installierte Leistung von insgesamt 22,6 MW thermisch und 0,7 MW elektrisch. Die Abnehmer stammen aus der Wohnungswirtschaft, dem Gewerbe und dem öffentlichen Sektor. Die Standorte liegen vor allem in Nordrhein-Westfalen, Hamburg, Berlin-Brandenburg, Sachsen und Mecklenburg-Vorpommern.

Modernisierung und Senkung der CO2-Emissionen

Zum erworbenen Bestand gehören Blockheizkraftwerke, die mit Erdgas oder Biomethan betrieben werden, ebenso wie Kesselanlagen, Wärmepumpen und Wärmeübergabestationen. Elevion sieht bei ausgewählten Anlagen Möglichkeiten für Modernisierungen und Maßnahmen zur Senkung der CO₂-Emissionen. Konkrete Investitionssummen oder Zeitpläne dafür nannte das Unternehmen nicht.
 Der Kauf folgt auf eine weitere Übernahme im deutschen Wärme-Contracting-Markt. Zum Ablauf des 30. September 2026 hatte der Energiedienstleister Techem seine auf Wärme-Contracting spezialisierte Techem Solutions GmbH an die Elevion Group übertragen. Die Gesellschaft firmiert seither als Elevion Energy und ist Teil der europäischen Contracting-Plattform der Gruppe. Rund 100 Beschäftigte wechselten mit dem Geschäft zu Elevion. Geschäftsführer blieb Holger Suschowk mit seinem bisherigen Führungsteam.

Techem Solutions betrieb vor der Übertragung nach eigenen Angaben rund 2.600 dezentrale Energieerzeugungsanlagen im deutschen Gebäudesektor. Die 43 von Brasst übernommenen Standorte ergänzen nun diesen Bestand. Eine aktuelle Gesamtzahl der unter Elevion Energy betriebenen Anlagen nannte die Gruppe nicht. Die Zahlen lassen sich auch nicht ohne Weiteres addieren, da die Unternehmen unterschiedliche Bezugsgrößen nennen.

Suschowk bezeichnete die neue Übernahme als wichtigen Schritt für den Ausbau des Wärme-Contracting-Geschäfts in Deutschland. Das Portfolio solle die bisherigen Aktivitäten ergänzen und weiteres Wachstum ermöglichen. (fw)

Kurios demnach: Der kurz nach den Berichten 45 Jahre alt gewordenen Mandy Hintzsch wird keine Pflichtverletzung oder auch nur ein schwerer Fehler angelastet - sonst die häufigsten formalen Gründe für vorzeitige Entlassungen. Zuvor Chefin der Stuttgarter S-Bahn bei der DB Regio AG, soll Mandy Hintzsch einfach nicht die Erwartungen erfüllt haben, die mit ihrer Berufung per Anfang 2024 verbunden waren. Welche Erwartungen dies konkret waren, darüber lässt sich die MAZ nicht aus. Die SWP nehmen ohnehin nicht Stellung („Gesellschafterangelegenheit“). Das Rathaus teilt auf Anfrage dieser Redaktion mit, „dass wir uns zu Personalangelegenheiten nicht äußern“.

 

Mandy Hintzsch trat Anfang 2024 an die Seite von Monty Balisch (51), der seit 2020 SWP-Chef und gleichzeitig einer der Geschäftsführer ihrer Energietochter EWP Energie & Wasser Potsdam ist. Das heißt, ihr Vertrag läuft höchstwahrscheinlich bis Ende 2028.

Sollte die OB dem Begehren des Aufsichtsrats, das offenbar durchgestochen wurde, entsprechen, entstünde nur eine weitere Vakanz im Potsdamer Stadtwerkekonzern. Im Mai hatte Uwe Loeschmann (66) die Doppelspitze des Verkehrsbetriebs verlassen. (geo)
 

Die CO2-Preise gewannen ebenfalls. Hohe Gaspreise und die verbesserte Wettbewerbsfähigkeit von Kohle stützen die EUA-Nachfrage, während das höhere Auktionsangebot das Aufwärtspotenzial begrenzt. Am Gasmarkt sorgten zunehmende Angriffe auf Tanker, niedrige Speicherstände und die Aussicht auf einen früheren Heizbeginn für weitere Gewinne. Auch Kohle und Öl verteuerten sich. 

Strom: Durch die Bank fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Dienstag wurde in der Grundlast mit 160,50 Euro je Megawattstunde bewertet, die Spitzenlast kostete 159,25 Euro je Megawattstunde. An der Börse wurde der Day-Ahead mit 160,23 Euro im Base und mit 158,85 Euro im Peak gehandelt.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte den Meteorologen von Eurowind zufolge am Dienstag im Vergleich zum Vortag etwas ansteigen. Für den weiteren Verlauf der neuen Woche werden dann aber wieder sinkende Beiträge von Wind und Sonne zur Stromerzeugung erwartet. Das US-Wettermodell sieht bis Ende des Monats zumeist unterdurchschnittliche Windstrommengen. Die Temperaturen dürften ab dem 17. Oktober ebenfalls im unterdurchschnittlichen Bereich liegen.

Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 bis zum Nachmittag um 4,91 auf 141,63 Euro je Megawattstunde.

CO2: Fester haben sich die CO2-Preise am Montag gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr um 1,33 auf 88,27 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 13,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 88,35 Euro, das Tief bei 86,50 Euro.

Am CO2-Markt besteht laut den Analysten von Vertis weiterhin moderates Aufwärtspotenzial, solange die Gaspreise ihre jüngsten Gewinne verteidigen. Die aktuell bessere Wettbewerbsfähigkeit von Kohle gegenüber Gas begünstige eine emissionsintensivere Stromerzeugung und stütze damit die EUA-Nachfrage. Belastend wirkt dagegen das um 1,36 Millionen Zertifikate höhere Auktionsangebot in dieser Woche.

Das Primärmarktangebot an EU-Emissionsberechtigungen steigt in dieser Woche Prozent auf 11,87 Millionen EUA, nach 10,51 Millionen in der Vorwoche. Grund ist die Wiederaufnahme der polnischen Auktion. Im Rahmen der gemeinsamen EU-Versteigerungen kommen am Montag, Dienstag und Donnerstag jeweils 2,792 Millionen EUA auf den Markt. Polen versteigert am Mittwoch 1,945 Millionen Zertifikate, Deutschland bietet am Freitag 1,548 Millionen EUA an.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Montag erneut zugelegt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verteuerte sich bis gegen 14.00 Uhr um 1,220 auf 82,925 Euro je Megawattstunde. 

Zunehmende Angriffe auf Tanker in der Straße von Hormus und die Eskalation der Spannungen in der Golfregion schüren laut Marktbeobachtern erneut Sorgen im Hinblick auf die Sicherheit der LNG-Lieferungen.

Zusätzlichen Aufwärtsdruck erzeugen die vergleichsweise niedrigen europäischen Gasspeicherstände. Zwar haben sich die Speicher in den vergangenen Wochen kontinuierlich gefüllt, mit rund 73 Prozent liegen sie jedoch weiterhin unter dem Vorjahresniveau. Prognosen für kühlere Herbsttemperaturen könnten einen früheren Beginn der Heizperiode und damit einen höheren Gasverbrauch nach sich ziehen. Dies würde die weitere Einspeicherung erschweren.

Die europäischen Gasnetzbetreiber hatten in der vergangenen Woche erklärt, dass das Versorgungssystem grundsätzlich flexibel genug sei, um die Winternachfrage zu decken. Bei anhaltend eingeschränkten Lieferungen könnten die Speicherstände bis zum Ende der Heizperiode jedoch unter 30 Prozent sinken. Damit würde das Risiko von Versorgungsengpässen bei späten Kälteperioden steigen. (map)