Nach Einschätzung von Küchen ist das Thema Kohlenwasserstoffe in der politischen Gewichtung aber noch nicht ausreichend verankert. Neben der Wasserstoffstrategie müsse dringend auch eine Kohlenstoffstrategie umgesetzt werden. „Dafür muss man schnell einen belastbaren Transformationsrahmen entwickeln.“ Und es dürfe auf diesem Weg die stetige Versorgungssicherheit nicht aus dem Blick geraten. Zumindest der Flug- und Schiffsverkehr, die Landwirtschaft sowie die chemische Industrie für ihre Basisrohstoffe würden auch zukünftig wohl nicht auf grüne Kohlenwasserstoffe verzichten können.

Dass in dem Wandelprozess immer genug davon da sein, werde als gegeben angenommen. Diese Haltung aber sei nicht unproblematisch. „In diesem Jahr werden rund zehn Prozent der deutschen Raffinerie-Verarbeitungskapazität geschlossen“, so Küchen. Wenn der Rückbau unkontrolliert geschehe, wenn es also nicht gelinge, das heutige Geschäftsmodell zu erhalten und gleichzeitig eine Geschäftsbasis für die Transformation in eine klimaneutrale Zukunft zu entwickeln, dann sei nicht nur das Klimaziel in Gefahr, sondern auch die Versorgungssicherheit, warnte er.

​Vom Zielpfad Klimaneutralität noch weit entfernt

„Wir müssen die Weichen so stellen, dass auch langfristig die Investitionen in Deutschland getätigt werden können. Die Investitionsmittel, die global zur Verfügung stehen, suchen sich weltweit die besten Standorte aus. Das muss verstanden werden. Wir müssen also attraktiver werden“, unterstrich der Verbandschef.

Noch ist die Energiewende im Verkehrssektor kaum mehr als ein zartes Pflänzchen, sieht man vom allmählich wachsenden Anteil der Stromer ab. Küchen zufolge ist die Mineralölbranche hier aber mit dem Einsatz von Biokraftstoffen bisher auf gutem Weg zu einer CO2-Minderung. Auch habe sie bereits stark in die Strom-Ladeinfrastruktur investiert. Ebenso seien große Investitionen in grünen Wasserstoff und in eigene Elektrolyseure getätigt worden. „Aber wenn wir uns ehrlich machen, sind wir vom Zielpfad, 2045 oder 2050 klimaneutral zu werden, noch weit entfernt“, erklärte er. Das liege nun einmal auch an den mangelnden Rahmenbedingungen.

Küchen plädiert dafür, die Frage des Einsatzes von grünen Molekülen perspektivisch nicht zu eng zu setzen: „Es ist gut, wenn am Ende viele Kunden anstehen, die daran Interesse haben und bereit sind, den Mehrpreis zu zahlen.“ Eine Vielzahl an Abnehmern bringe den Investoren schließlich eine gewisse Sicherheit.

Mit Blick auf den Verkehrssektor gilt nach heutigem Stand noch, dass in der EU ab 2035 keine Neuwagen mehr zugelassen werden dürfen, in denen ein Verbrennungsmotor steckt. Küchen setzt darauf, dass sich hier noch etwas tun wird und „etwas mehr Technologieoffenheit reinkommt“. Im Koalitionsvertrag gebe es Hinweise darauf, so der en2x-Chef, dass die künftige Bundesregierung „hocheffizienten Verbrennungsfahrzeugen“, also Plug-In-Hybriden und Autos mit Range-Extendern, durchaus positiv gegenüberstehe, weil diese in der Hauptlast elektrisch, in manchen Situationen aber auch mit fortschrittlichen, klimaneutralen Kraftstoffen betrieben werden könnten. „Wir sehen das auch langfristig als erforderlich an, weil man mit hybriden Lösungen am Ende auch Lastspitzen im Stromnetz vermeiden kann.“

Dies gelte auch für den Wärmesektor. Wenn hier überwiegend auf die Wärmepumpe gesetzt werde, bedeute das große Ausbaubedarfe im Stromnetz. Diese könne man aber drastisch reduzieren, wenn bei einem Teil der Gebäude Hybridlösungen zum Einsatz kommen würden.

Die derzeitige beihilferechtliche Genehmigung für das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2023) läuft zum 31. Dezember 2025 aus. Sollte bis zum 30. Juni 2024 kein europaweit harmonisierter Rechtsrahmen vorliegen, ist Deutschland laut EU-Kommission verpflichtet, ein Rückzahlungsinstrument einzuführen. Mittlerweile existiert mit Artikel 19d der überarbeiteten EU-Strombinnenmarktverordnung ein solcher Rahmen. Er verpflichtet die Mitgliedstaaten, spätestens ab dem 17. Juli 2027 bei direkten Preisstützungssystemen CfD oder vergleichbare Instrumente einzusetzen.

Nach Einschätzung der Stiftung Umweltenergierecht würde eine solche Reform zentrale Elemente des EEG 2023 betreffen und erhebliche Auswirkungen auf die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen neuer EE-Anlagen haben. In der aktuellen Würzburger Studie zum Umweltenergierecht Nr. 40 analysieren die Autoren die europarechtlichen Grundlagen und zeigen auf, welche Spielräume und Pflichten sich daraus für den deutschen Gesetzgeber ergeben.

Zwei Rechtssysteme, zwei Zielrichtungen

Die Autoren unterscheiden zwischen zwei zentralen Regelungssträngen: der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung einerseits und dem EU-Beihilfenrecht andererseits. Während erstere darauf abzielt, Markterlöse von Stromproduzenten oberhalb eines definierten Schwellenwerts abzuschöpfen und den Verbrauchern zugutekommen zu lassen, steht im Beihilfenrecht die Begrenzung von Fördermitteln im Vordergrund.

„Im EU-Beihilfenrecht geht es nicht darum, Markteinnahmen zu begrenzen, sondern Fördergelder“, erläutert Johanna Kamm, Mitautorin der Studie. Dennoch betrachte die EU-Kommission CfD auch im Beihilfenrecht als taugliches Mittel, um eine angemessene Förderhöhe sicherzustellen. Das könne jedoch auch mit anderen Mitteln erfolgen. Wichtig sei, dass die Wahl des Instruments rechtlich begründet und europarechtskonform sei.

Pflichten und Optionen für Deutschland

Klar ist laut der Studie: Eine Pflicht zur Einführung von CfD oder vergleichbaren Systemen besteht nur, wenn erneuerbarer Strom über ein direktes Preisstützungssystem wie das EEG 2023 gefördert wird. Die Strombinnenmarktverordnung lässt jedoch bei der konkreten Ausgestaltung Raum für verschiedene Modelle. „Eine Ergänzung des derzeitigen Marktprämiensystems durch eine Obergrenze für Markteinnahmen ist ebenso denkbar wie die Einführung eines neuen Fördersystems auf Basis produktionsunabhängiger CfD“, erklärt Markus Kahles, Mitautor der Studie.

Bei produktionsunabhängigen CfD erhalten Betreiber eine feste Vergütung, etwa basierend auf installierter Leistung oder technischer Verfügbarkeit. Ziel sei es, Investitionen zu fördern, ohne Anreize für maximale Produktion zu setzen. Ob produktionsunabhängige CfD allerdings als direktes Preisstützungssystem gelten – und somit unter die Pflicht zur Einführung fallen – sei noch unklar. Entscheidend sei die konkrete Ausgestaltung und Einordnung im rechtlichen Kontext. Außerdem gilt die Regelung laut EU-Verordnung nur für Neuanlagen in den Bereichen Windkraft, Photovoltaik, Geothermie und Wasserkraft ohne Speicher.

Kombinierte Lösung möglich

Felix Hoff, ebenfalls Mitautor der Studie, betont die Möglichkeit, mit einem geeigneten Förderdesign sowohl den Anforderungen der Strombinnenmarktverordnung als auch des Beihilfenrechts gerecht zu werden. Dies würde es dem deutschen Gesetzgeber ermöglichen, mit einem Instrument mehrere europarechtliche Vorgaben zu erfüllen. Gleichzeitig könnten bestehende Fördermechanismen angepasst und weiterentwickelt werden, ohne vollständig auf ein neues System umstellen zu müssen.

Die Stiftung Umweltenergierecht beschreibt in ihrer Studie sowohl Risiken als auch Chancen für die Weiterentwicklung der EEG-Förderung. Entscheidend sei, dass der Gesetzgeber die vorhandenen Spielräume erkennt und nutzt, um ein rechtssicheres und zugleich investitionsfreundliches Förderdesign für die Zeit nach 2025 zu schaffen.

Die Publikation zur EEG Reform nach EU-Vorgaben steht als PDF zum Download bereit.

Mit dem Beschluss sind nach sieben Jahren Planung und Genehmigung alle Erdkabelabschnitte des Vorhabens A-Nord zugelassen. Damit kann die gesamte Stromleitung A-Nord errichtet werden. Sie ist eines der zentralen Projekte der Energiewende in Deutschland. Es handelt sich um eine 305 Kilometer lange Gleichstromverbindung von Emden (Niedersachsen) nach Osterath (Nordrhein-Westfalen). A-Nord soll Windstrom aus Nordwestdeutschland und von der Nordsee in die westdeutschen Verbrauchszentren an Rhein und Ruhr transportieren. Eine Inbetriebnahme der A-Nord ist im Jahr 2027 vorgesehen.

Vorzeitiger Baubeginn erfolgreich

„Wir kommen gut voran mit der Planung und Genehmigung der wichtigen neuen Stromleitungen“, kommentierte Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur. Das mittlerweile gesetzlich verankerte Instrument des vorzeitigen Baubeginns ermöglicht insgesamt größere Flexibilität in der Bauphase einer Stromtrasse, so dass bestimmte Bauphasen bereits vor dem Planfestellungsbeschluss angegangen werden können. „Das hilft, den bundesweiten Netzausbau zu beschleunigen“, erläuterte Müller.

In Niedersachsen wird der in Norddeutschland produzierte Strom auf einer Länge von 101 Kilometern in den Abschnitten NDS1 und NDS2 in Parallelführung mit den beiden Offshore-Anbindungsleitungen DolWin4 und BorWin4, welche ab Wietmarschen/Geeste nach Hanekenfähr gelenkt werden, geführt. Die Baustelle zur Verlegung der Erdkabel muss dadurch nur einmal eingerichtet werden. Die Höchstspannungsleitung von A-Nord hat eine Übertragungsleistung von 2.000 MW. Dies entspricht dem Bedarf von zwei Millionen Menschen. Die Rheinquerung in Nordrhein-Westfalen bei Rees erfolgt auf einer Länge von rund 2.150 Metern.

Streckenverlauf bis zur Landesgrenze

Der rund 30 Kilometer lange Abschnitt NDS3 beginnt an der Gemeindegrenze von Wietmarschen und Nordhorn. Von dort verläuft die Trasse zunächst in westlicher, dann in südlicher Richtung und quert westlich von Klausheide die B 213. Östlich von Nordhorn unterquert sie den Ems-Vechte-Kanal und verläuft weiter in Richtung Süden. Ab der Siedlung „Feldkämpe“ wechselt sie in einen südwestlichen Verlauf und quert dabei die Vechte, die B 403 sowie die Bahnstrecke Gronau (Westf.) – Coevorden.

Ab der Siedlung „Am Birkenvenn“ verläuft die Trasse westlich des FFH-Gebiets (Fauna-Flora-Habitat-Gebiet) Syen-Venn, nahe der Staatsgrenze zu den Niederlanden, wieder in südliche Richtung. Anschließend quert sie die Autobahn 30 sowie die Bahnstrecke (Amsterdam – Berlin). Im weiteren Verlauf wird Bad Bentheim-Gildehaus westlich umgangen. Der Abschnitt NDS3 endet östlich des FFH-Gebietes Gildehauser Venn an der Landesgrenze zwischen den Bundesländern Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen.
 
Die Bundesnetzagentur veröffentlicht den Planfeststellungsbeschluss am 28. April 2025 im Internet.

Es handelt sich um Verträge für Kunden mit privaten Solaranlagen, die intelligente Messsysteme (iMSys) und Vergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) kombinieren. Die eingebauten Smart Meter sind noch nicht in allen Fällen so mit den weiteren digitalen Systemen verbunden, dass der produzierte Strom als Gegenwert in den Abrechnungen auftaucht. Die Folge: Zwar erscheinen in den Mitteilungen der Stadtwerke die verbrauchten kWh, nicht aber die auf Dach oder Balkon erzeugte Energiemenge.

Eine Sprecherin des niedersächsischen Versorgers erklärt auf Anfrage dieser Redaktion, dass davon 99 Vertragskunden betroffen seien. Das sind – besagte – gut 5 Prozent bei insgesamt 1.821 Kontrakten, die iMSys und EEG-Vergütung beinhalten. Die Ursache dafür liege in „technischen Problemen im Abrechnungssystem“. Bei einigen dieser Kunden, berichten örtliche Medien, beläuft sich das fehlende „Sonnen-Guthaben“ bei über 4.000 seit Herbst 2023 eingespeisten kWh so inzwischen auf mehr als 300 Euro.

Stadtwerke beim Roll-Out hinter dem Zeitplan zurück

Die Stadtwerke Wolfenbüttel arbeiten bei ihrem Roll-Out mit dem Messstellenbetreiber Hausheld zusammen. Die 2021 ausgegebenen Ziele sind ambitioniert, bereits bis Ende 2024 wollte der Versorger mit dem Partnerunternehmen sämtliche 34.400 Zähler im Einzugsbereich ausgetauscht haben.

Aktuell seien gut 24.000 Smart Meter verbaut, so die Sprecherin. Mit etwa einem Drittel der Geräte liegt Wolfenbüttel also hinter dem Zeitplan des Voll-Rollouts. Warum das so ist, war auf Anhieb bei den Stadtwerken nicht in Erfahrung zu bringen.

Dass der Austausch keine profane Übung ist, war den Beteiligten allerdings von Beginn an klar, denn neben dem physischen Wechsel sind Verträge digital neu zu erfassen und die Software in vielerlei Hinsicht auf die neuen Erfordernisse anzupassen. Dass alle Rechnungen bald korrekt sind, daran arbeiteten die Stadtwerke mit Hochdruck, versichert die Sprecherin. Zu einem genauen Zeitpunkt, wann dies der Fall ist, wollte sie sich aber nicht äußern.

Nun ist es nicht so, dass Eigentümer von privaten Solaranlagen durch die Software-Schwierigkeiten auf ihr Geld warten müssen, bis die technischen Hürden gemeistert sind. Für alle Betroffenen, so die Sprecherin der Norddeutschen, gebe es durchaus eine Möglichkeit der Gegenrechnung. Die monatlichen Abschlagszahlungen ließen sich in individueller Rücksprache mit dem Kundenservice entsprechend anpassen.

Das klingt nach einer pragmatischen Lösung. Sofern Betroffene auf dieses Angebot der Wolfenbütteler nicht zugreifen, bleibt ihnen nur die Option, dem Wachsen des virtuellen Guthabens weiter geduldig zuzuschauen.

Grundsätzlich bestehen unterschiedliche Fristen für den Einbau von Smart Metern, abhängig von der Menge des Stromverbrauchs und der Leistungsgröße erneuerbarer Anlagen. Für Verbraucher unterhalb 6.000 kWh im Jahr sowie Stromerzeuger mit Anlagen mit weniger als 7 kW Leistung ist der Einsatz intelligenter Zähler möglich, falls der Kunde dies wünscht („optionaler Roll-Out“), aber nicht vorgeschreiben.

Im Mittelpunkt des Projekts steht ein geothermisch gespeistes Nahwärmenetz, das laut SWTE Netz vollständig auf erneuerbare Energie setzt. „Wir bieten hier ein attraktives Gesamtpaket für Bauwillige“, sagte Hörstels Bürgermeister David Ostholthoff beim Spatenstich. Neben der Lage zwischen Kanal und Teutoburger Wald sei vor allem die CO2-neutrale Wärmeversorgung ein starkes Argument für das Baugebiet.

Die geothermische Energie soll aus rund 150 Metern Tiefe gewonnen werden. Dazu plant MB Brunnenbau, ab Mai insgesamt 32 Tiefenbohrungen im Baugebiet vorzunehmen und Erdsonden einzubringen. Als Trägermedium dient ein Wasser-Glykol-Gemisch, das sowohl die Wärme aus dem Erdreich als auch zusätzliche Umweltenergie transportiert. In den angeschlossenen Haushalten heben Wärmepumpen die Temperatur auf das notwendige Niveau.

Klimafreundliche Rundum-Versorgung der Häuser aus einer Hand

Nach Angaben der SWTE Netz soll das neue Netz jährlich rund 445.000 kWh bereitstellen können. Damit ließen sich sämtliche Gebäude im Baugebiet mit Wärme und Warmwasser versorgen. Für das Projekt nutzt die Netzgesellschaft Fördermittel des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK). Die Erschließungsarbeiten im Baugebiet sollen laut SWTE Netz bis Ende 2025 abgeschlossen sein. Mit einer Vergabe der Bauplätze rechnet die Stadt Hörstel ab Anfang 2026.

Alle Gebäude im Baugebiet werden per Satzung an das Netz angeschlossen. Die Anschlussnehmer zahlen laut SWTE Netz einen einmaligen Investitionskostenzuschuss und Hausanschlussbeitrag sowie monatlich eine Pauschale, die sich aus einem Grundpreis und einem verbrauchsbasierten Anteil zusammensetzt. Im Gegenzug übernimmt die SWTE Netz die komplette technische Ausstattung: Wärmepumpe, Rohrnetz und Speicher. Auch Wartung und Instandhaltung sind im Leistungsumfang enthalten.

„Wenn beispielsweise eine Wärmepumpe defekt ist, übernimmt die SWTE Netz die Kosten für Reparatur oder Austausch“, erklärte Projektleiter Mathias Walke. Dieses Modell wird bereits in den beiden bestehenden Kalte-Nahwärme-Netzen der SWTE Netz in Mettingen und im Hörsteler Uferquartier umgesetzt.

Neben der Umweltverträglichkeit hebt das Unternehmen auch die lokale Wertschöpfung hervor. Geschäftsführer Tobias Koch betonte, dass bei der Auftragsvergabe gezielt Partner aus der Region berücksichtigt würden – wie bereits im Hörsteler Uferquartier geschehen.
 

Innovative KWK-Systeme müssen sich zwingend aus einer KWK-Anlage, einer innovativen erneuerbaren Wärmequelle und einem elektrischen Wärmeerzeuger zusammensetzen. Neben einem Blockheizkraftwerk vom Hersteller 2G Energy mit einer elektrischen Leitsung von 20 kW und einer thermischen Leistung von 45 kW, wurden eine Luft-Wasser-Wärmepumpe von Viessmann mit 128 kW thermischer Leistung sowie Wärmepuffer-Speicher mit 6.000 Litern und ein Kältespeicher mit 1.000 Litern installiert. Die Wärmepumpe ist auf dem Parkplatz installiert und kann zusätzlich zur aktiven Kühlung über die Lüftung genutzt werden.

Die Lüftungsanlagen wurden außerdem komplett saniert. Zusätzlich wurde die Wärmehauptverteilung mit sieben Heizkreisen, Hocheffizienzpumpen und neuen Ventilen ausgestattet. Die Gebäudeleittechnik erlaubt Fernüberwachung und -steuerung über das EDG-Energiemanagementsystem. Die Frischwasserstation ersetzt die bisherige Warmwasserbevorratung.

Im Sommer läuft die Wärmepumpe, im Winter das BHKW

Das Investitionsvolumen lag bei 800.000 Euro, wobei Fördermittel aus der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) mit angerechnet wurden. Die Stadt Nieder-Olm trug 70 Prozent der Kosten. Der verbleibende Anteil wurde über die EDG als Contractingdienstleister abgedeckt. Durch die Einsparungen sinken laut der EDG die laufenden Energiekosten verglichen mit dem Zustand vor der Sanierung „deutlich“. Die Maßnahmen verbessern zugleich die Nutzbarkeit der Festhalle, da nun das Gebäude auch gekühlt werden kann.

Diese Anlagenkombination aus hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung und elektrischer Wärmeerzeugung mittels Wärmepumpe und Power-to-Heat „verbindet über die Jahreszeiten hinweg den Energiebedarf optimal mit dem Angebot der erneuerbaren Stromerzeugung aus Photovoltaik und Windkraft“, sagt EDG-Geschäftsführer Christoph Zeis. Gerade in der Heizperiode zwischen Oktober und März, in der naturgemäß Solarenergie nur bedingt zur Verfügung stehe, könne KWK unübertroffen effizient den Wärmebedarf decken und gleichzeitig dezentral das Stromnetz stützen; eine Win-Win-Situation für das zukünftige Energiesystem insgesamt.

Mit dem Landkreis Mainz-Bingen als Hauptgesellschafter und weiteren kommunalen Gebietskörperschaften hat die EDG ihren Fokus auf die Transformation des Wärmesystems gelegt. Der Landkreis Mainz-Bingen im Osten von Rheinland-Pfalz hat die EDG 1998 gegründet. Im Jahr 2000 wurden die Verbandsgemeinden Nieder-Olm und Nierstein-Oppenheim, heute Rhein-Selz, Gesellschafter. Drei Jahre später kam der Landkreis Bad Kreuznach hinzu, 2009 der Landkreis Alzey-Worms. Auch weitere Verbandsgemeinden, die Stadt Bingen und kommunale Gesellschaften traten bei. Heute hat die EDG 15 kommunale Gesellschafter, die von den Contractingdienstleistungen und dem Know-how der Mitarbeitenden profitieren.

Ab Mai bezieht die Firma Schöneweiss & Co den Strom vom Projektierer und Anlagenbetreiber SL Naturenergie aus Gladbeck. Die neu errichtete Enercon (E-138) steht an der Stelle einer ausgemusterten Anlage. Es handelt sich bei der Turbine in der Nähe des Weilers Brechtefeld also um ein Repowering-Vorhaben.

Für den Stromkunden spricht Unternehmenschef Frank Werner in einer Mitteilung davon, mit dem Kontrakt die laufenden Energiekosten senken zu wollen. „Wir hoffen, dass wir damit die Spitzenlasten während unserer Produktion reduzieren können. Denn diese müssen extra vergütet werden und da sprechen wir von bis zu sechsstelligen Beträgen.“

14 Millionen kWh von der Nachbarin möglich

Schöneweiss verringert durch den Windstrom den Bezug aus dem öffentlichen Netz und speist damit die Induktionsanlagen, die Prozesswärme herstellen. Die Windturbine verfügt über eine Leistung von 4,2 MW und liefert Prognosen zufolge etwa 14 Millionen kWh jährlich. Simulationsmodelle sollen in Kürze zeigen, wie viel Prozent dieser Menge faktisch in die Produktion fließen können, so eine Sprecherin von SL Naturenergie auf Anfrage dieser Redaktion.

Rechtliche Vorgaben hätten verhindert, bereits auf den Strom von der Vorgängermaschine zugreifen zu können. Die Kabelverbindung habe schon länger bestanden, heißt es weiter. Für SL Naturenergie verweist einer der Geschäftsführer, Milan Nitzschke, auf die größere Unabhängigkeit durch Direktstrom: „Unternehmen schützen sich vor Preissprüngen.“

Bei der laut Mitteilung bundesweit ersten Direktanbindung eines Windparks an ein Industriewerk im Juni 2024 hatte es noch einen großen Bahnhof gegeben. Damals war auch Landeswirtschaftsministerin Mona Neubaur (Grüne) anwesend, als SL Naturenergie das Werk von Thyssenkrupp in Hagen-Hohenlimburg an einen vier Anlagen großen Windpark anschloss. Dort beträgt die Entfernung etwas mehr drei Kilometer.

SL Naturenergie fordert von der designierten Bundesregierung weitere Erleichterungen für das Liefern und den Bezug von Direktstrom. Die Auflagen seien nach wie vor noch zu hoch. Das Unternehmen wolle laut Milan Nitzschke Direktleitungen auch in Zukunft anbieten: „Wir sehen dafür Potenzial. Es gibt viele Industriebetriebe und alle suchen händeringend nach sauberen Stromquellen.“

Der Twistringer Speicher hat eine Leistung von 1,25 MW und eine Speicherkapazität von 2.500 kWh. Ziel der zweiten Projektphase der „Energieplattform Twistringen“ ist es, zu zeigen, wie sich Erzeugungsspitzen aus Photovoltaikanlagen im städtischen, dicht besiedelten Raum abfangen lassen. Das Projekt schließt an die erste Projektphase im 450 Einwohner zählenden Ortsteil Abbenhausen an. Dort habe sich im kleineren Maßstab gezeigt, dass der gezielte Einsatz von Großspeichern zur Dämpfung von PV-Spitzen beitragen kann, so die Partner. „Der Ausgleich von zu viel und zu wenig führt dazu, dass es insgesamt zu einer Minderung des Preises kommen kann“, so SPD-Politiker Lies zur Bedeutung der Speicher. 

Zum Hintergrund: Beim Forschungsprojekt „Energieplattform Twistringen“ speichern Haushalte zunächst selbst erzeugte Energie in Heimspeichern. Überschüssiger, grüner Strom wird in einem großen Batteriespeicher zentral zwischengespeichert. Eine smarte Softwareplattform steuert das Zusammenspiel der Systeme, ohne den Eigenverbrauch der Haushalte zu beeinträchtigen. So sollen die lokale Eigenverbrauchsquote erhöht und vorgelagerte Spannungsebenen entlastet werden.

Systemischer Blickwinkel auf die Energiewende

Lies sieht in Batteriespeichern eine zentrale Rolle für das Gelingen der Energiewende: „Die Speicherfrage ist entscheidend. Projekte wie die Energieplattform Twistringen zeigen, wie smarte Speicherlösungen lokal wirken und Netze stabilisieren können.“ Er warnte jedoch auch: „Der Batteriespeicher ist kein Allheilmittel, bei dem es völlig egal ist, wo er steht“. Laut dem designierten Nachfolger von Ministerpräsident Stephan Weil (SPD) ist es wichtig, einen systemischen Blickwinkel auf die Energiewende zu haben und den Standort der Speicher genau zu wählen.

Die Bedeutung der Standortfrage griff auch Rainer Schmittdiel auf. Der Technikvorstand von Avacon sieht im gezielten Einsatz von Batteriespeichern ein großes Potenzial – allerdings nur unter passenden regulatorischen Rahmenbedingungen. „Damit Speicherlösungen einen positiven Einfluss auf Netzausbaumaßnahmen haben, müssen Standort und Steuerung stimmen. Genau das demonstrieren wir in Twistringen“.

Er erklärte: „Batteriespeicher sind nicht per se netzdienlich. Wir müssen an den Stellen im Netz installieren, an denen sie mindestens netzneutral sind.“ An den falschen Stellen installiert, könne das einen zusätzlichen Netzausbau nach sich ziehen und „das kann nicht das Ziel sein.“ Deren Betriebsfahrweise müsse netzdienlich steuerbar sein, um das Netz zu entlasten und möglichst viel erneuerbaren Strom einzuspeichern und wo benötigt, wieder abzugeben. Ein flächendeckender Ausbau von Batteriespeichern sei nur möglich, wenn gesetzliche Vorgaben netzdienliches Verhalten honorieren.

Zahl der Anträge auf Netzanschluss enorm hoch

Die Nachfrage nach Großspeichern ist hoch: Laut Avacon liegen allein für das eigene Netzgebiet derzeit über 1.500 Anschlussanträge im Haus, die eine Gesamtleistung von 95.000 MW ans Netz bringen wollen − „und das nur bezogen auf die Avacon“, so Schmittdiel. „Die Netzlast in ganz Deutschland liegt bei 80.000 MW“. An diesen Zahlen sehe man das „Missverhältnis zwischen dem, was Investoren ans Netz anschließen wollen und dem, was wir anschließen können“.

Es gehe jetzt für die Netzbetreiber darum, nach ökologischen und ökonomischen Gesichtspunkten, die Standorte auszuwählen, an denen Batteriespeicher Sinn ergeben − gemeinsam mit der Politik und den Investoren. „Das spart am Ende des Tages am Netzausbau und schont unser aller Geldbeutel“, so Schmittdiel mit Blick auf die Höhe der Netzentgelte.

Auch Lukas Köhler von Rolls-Royce Power Systems, Anbieter des in Twistringen verbauten MTU-Speichersystems samt Softwaresteuerung, betonte den Beitrag intelligenter Software zur Netzstabilisierung. „Die Verknüpfung unseres Batteriespeichers mit PV-Anlagen und Heimspeichern zeigt, wie sich Energieverfügbarkeit und Sicherheit digital steuern lassen“, sagte Köhler. Im Bereich der Batteriespeicher sehe sein Unternehmen ein „enormes Wachstum“. Es handle sich, so Köhler weiter, um das „bei uns am schnellsten wachsende Geschäftsfeld“.

Für das Batteriespeicherprojekt gibt der Versorger der bayerischen Stadt etwa 10,7 Millionen Euro aus. Im November 2023 hatte die Siemens AG den Zuschlag für das Projekt erhalten. Der Technologie-Konzern übernimmt laut Vereinbarung auch zumindest in den ersten fünf Betriebsjahren die Inspektion und Wartung.

Der Speicher kommt auf eine Leistung von 10 MW und kann einerseits den Ökostrom aus Erzeugungsanlagen der Stadtwerke aufnehmen, um ihn zu vermarkten und auch an heimische Kunden durchzuleiten. Zugleich soll er das 20-kV-Leitungsnetz der Stadtwerke entlasten und im Fall von Lastspitzen eingreifen.

Ferner soll der Speicher Grünstrom auch bei „Dunkelflauten“, also der gleichzeitigen Abwesenheit von Sonne und Wind, für den externen Markt bereithalten können. Die flexible Vermarktung des Stroms nimmt Feuchtwangen laut einer Mitteilung mit einem Partner von Siemens vor.

Inzwischen haben die Speichermodule und die Container ihren Standort neben dem Umspannwerk Schleifmühle erreicht. Der Startschuss für die Batterie soll noch im Juni erfolgen. Die Verantwortlichen in der von 13.000 Menschen bewohnten Kommune überlegen, die Anlage perspektivisch zu vergrößern. Das lässt der Aufbau des Batteriespeichers vorsorglich auch zu.

Zur Bewältigung dieser Aufgabe hat der Regensburger Verteilnetzbetreiber im Herbst 2024 das Rosenheimer „Institut für Nachhaltige Energieversorgung (INEV)“ erworben, eine Innovations- und Planungsschmiede für die kommunale Energiewende. „Wir haben als Organisation ‚Nägel mit Köpfen‘ gemacht und umfangreiches Knowhow und starke Planungsressourcen unter unser Dach gebracht“, bewertet Vorstand Albert Zettl, zuständig für die Bereiche Markt und Personal, die Übernahme.

Versorgung in Poing wird immer nachhaltiger

Sie ist eine der Maßnahmen, die auf die in drei Pilotprojekten gewonnenen Erkenntnisse zurückgeführt werden kann, wie ein Unternehmenssprecher gegenüber dieser Redaktion erläuterte. Die waren bereits 2023 in Bad Abbach (Niederbayern) sowie in den oberpfälzischen Gemeinden Weiherhammer und Mantel an den Start gegangen. Auch die Einstellung von KWP-Managern für Ostbayern, Oberbayern und Franken ist eine Folge der Pilot-Erfahrungen. Die drei übernehmen zusammen mit den Kommunalbetreuern in den Städten und Gemeinden die Projektleitung, die Akteursbeteiligung und die Kommunikation vor Ort. 

Der Nachhaltigkeitsfaktor deutlich gesteigert wurde 2024 beim Vorzeige-Wärmeprojekt im oberbayerischen Poing, auf das man beim Bayernwerk bis ins Jahr 2012 zurückblickt. Seitdem erfolgt die Grundlastversorgung der 16.500-Einwohner-Gemeinde in der Nähe von München über Geothermie. Für die Spitzenlast kam bisher allerdings Erdgas zum Einsatz. Jetzt sind zwei Hochtemperatur-Wärmepumpen mit 3 MW dazugekommen und ein 22 Meter hoher Wärmespeicher. Zur Stromversorgung der Wärmepumpen wurden eine Solaranlage im oberfränkischen Arzberg bilanziell eingebunden sowie ein örtlicher Batteriespeicher. Mit dem Effekt, dass der Gasanteil jetzt nur noch bei 5 Prozent liegt. „Mit einem Wärmeeinsatz von 60 Gigawattstunden versorgen wir rund 4.000 Poinger Haushalte. Das Thema ist bei uns ‚ongoing‘ und wir prüfen gerade den Einsatz einer weiteren Wärmepumpe“, kommentierte Zettl die Aktivitäten in Poing. 

Netzdienliche und gewinnbringende E-Autos

Darüber hinaus verwies er bei einem Überblick über die Sektorenkopplungsaktivitäten seines Unternehmens auf die Wärmeversorgung des größten europäischen BMW-Werks in Dingolfing, die jetzt mit Hackschnitzeln aus regionalen Baumbeständen erfolgt sowie auf den „Green Deal Regensburg“. Dabei arbeitet der Verteilnetzbetreiber zusammen mit dem Versorger Rewag an einer Machbarkeitsstudie, wie die Industrie im Südosten Regensburgs CO2-neutral werden kann. Die Nutzung von Wärme aus Flusswasser und Abwasser steht dabei im Fokus. 
 
Aktiv ist man beim Bayernwerk auch auf einem anderen Gebiet der Sektorenkopplung: die Einbindung von E-Autos ins Stromnetz. Von einem „gewaltigen Potenzial“ für Kunden und das Energiesystem ist die Rede. Laut einer Studie des Verteilnetzbetreibers geht es um eine Leistung von 143.000 MW und eine Kapazität von 780 Millionen kWh, die in E-Auto-Batterien und privaten Heimspeichern stecken. Im Zuge des Förderprojekts „BDL Next“ wird aktuell untersucht, wie sich dieser Strom über das sogenannte bidirektionale Laden sowohl netzdienlich als auch gewinnbringend für den E-Auto-Besitzer einsetzen lässt. Wenn zum Beispiel das Auto bei günstigem Strompreis geladen und die Energie bei höheren Preisen wieder ins Netz zurückgespeist wird.

Die SWM haben demnach im vergangenen Jahr einen Umsatz von rund 6,9 Milliarden Euro erzielt und damit weniger als im Vorjahreszeitraum mit 9,7 Milliarden Euro. Der Gewinn vor Zinsen und Steuern (Ebit) liegt für 2024 bei 575 Millionen Euro und damit höher als 2023 (240 Millionen Euro). Das Ergebnis nach Steuern rutschte allerdings auf 412 Millionen Euro ab. Im Jahr 2023 hatte das Nach-Steuerergebnis bei 656 Millionen Euro gelegen. Der Münchner Kommunalversorger konnte die Eigenkapitalquote von 53 auf 57,5 Prozent verbessern.

Insbesondere rückläufige Absatzmengen und sinkende Preise haben 2024 zu einem Rückgang des Umsatzes geführt. Besonders stark war laut den SWM der Absatzrückgang beim Erdgas, was vor allem auf den strategischen Ausstieg der Bayerngas aus dem Erdgasvertrieb und -handel zurückzuführen sei. Dies führe zu einer weiteren Dekarbonisierung des SWM-Portfolios.
 

	2023	2024
Umsatz (Millionen Euro)	9.700	6.900
Ebitda (Millionen Euro)	815	1.200
Ebit (Millionen Euro)	240	575
Ergebnis nach Steuern (Millionen Euro)	656	412
Investitionen (Millionen Euro)	913	1.000

Insgesamt lagen die Investitionen 2024 bei einer Milliarde Euro (2023: 913 Millionen Euro). Zu den größten Projekten der Münchner gehören etwa eine weitere Geothermieanlage. Der Baustart im Beisein des heute geschäftsführenden Bundeswirtschaftsministers Robert Habeck (Grüne) für die Geothermieanlage am Michaelibad fand im September 2024 statt (wir berichteten).

Die SWM stellen in einigen Stadtteilen das noch bestehende Dampfnetz nach und nach auf ein Heizwassernetz um. Und im Heizkraftwerk Nord wurde der Block 2 von Kohle auf Erdgas umgestellt. Auf dem Areal der SWM Zentrale haben die SWM außerdem in Neubauten für eine Kfz-Werkstatt sowie ein Aus- und Fortbildungszentrum investiert.

Stadt erhält Millionenbetrag von der SWM

Mit der Landeshauptstadt München (LHM), der Eigentümerin der SWM, ist grundsätzlich eine jährliche Gewinnausschüttung von 100 Millionen Euro vereinbart. Auch für das Jahr 2024 führen die SWM diese Summe ab. Zusammen mit Gewerbesteuer und Konzessionsabgaben fließen 242 Millionen Euro von den SWM in den Münchner Haushalt (2023: 233 Millionen Euro). Zudem tragen die SWM strukturelle Verluste der Bäder sowie mit der Landeshauptstadt auch die Verluste ihrer Mobilitätssparte.

Im Fokus stehen nach Auskunft der SWM auch künfig der Ausbau der erneuerbaren Energien und der stadtverträglichen öffentlichen Mobilität. In Summe wollen die SWM nach jetziger Planung weiterhin Jahr für Jahr circa eine Milliarde Euro investieren. 

Nach den Plänen der Münchner sollen etwa bis Ende dieses Jahres ein Solarpark bei Moosinning und drei weitere Freiflächen-Solaranlagen mit einer Gesamtleistung von fast 100 MW in Betrieb gehen. Im Bereich der Aufdach-Solaranlagen wollen die SWM in diesem Jahr bis zu 15 MW zubauen. Auch bei der Onshore-Windkraft sind weitere Projekte geplant sowie ein neues Wasserkraftwerk am Westerhamer Wehr (Feldkirchen-Westerham).

Außerdem setzen die SWM die Arbeiten an der Geothermieanlage am Michaelibad in diesem Jahr fort sowie die Arbeiten an der Dampfnetzumstellung. Zudem soll weiterhin kräftig in den öffentlichen Nahverkehr, in die Bädersanierung sowie in den Bau von Werkswohnungen investert werden. 

Gleichzeitig sahen und sehen sich die SWM aber einer zunehmenden „Regulierungsdichte gegenüber, die einerseits mehr Planungssicherheit schaffen soll, andererseits aber mit komplexen Vorgaben verbunden ist“. Diese politischen Unsicherheiten seien durch die vorgezogenen Neuwahlen auf Bundesebene weiter verstärkt worden, so dass die Rahmenbedingungen für langfristige Investitionen in die Energie- und Wärmewende ständig gewechselt haben. 

Es bleibe aber das Ziel des Kommunalversorgers, „ab 2025 so viel Ökostrom zu erzeugen, wie München verbraucht. Dabei behalten wir den wachsenden Strombedarf der Stadt, zum Beispiel durch die Elektromobilität, im Blick. Ich bin sehr guter Dinge, dass wir unser Ausbauziel dieses Jahr auch erreichen werden“, sagte Florian Bieberbach, Vorsitzender der SWM Geschäftsführung. Zudem soll die Fernwärme ab 2040 klimaneutral bereitgestellt werden.

Im Mittelpunkt der Partnerschaft stehen, wie es weiter heißt, „Lösungen für eine sichere, schnelle und nachhaltige Energieversorgung neuer Rechenzentrumsstandorte“ – insbesondere im Rheinischen Revier sowie in der Region Köln – Düsseldorf. Als „digitale Knotenpunkte“ würden diese Gebiete zunehmend an Bedeutung gewinnen, da sie an zwei zentralen europäischen Datenrouten liegen: Amsterdam – Frankfurt sowie Stockholm – Paris. Die Kombination aus strategischer Lage, verfügbaren Industrieflächen und vorhandener Netzinfrastruktur machten diese Regionen für datengetriebene Geschäftsmodelle besonders attraktiv.

Laut Katherina Reiche sind Rechenzentren ein zentraler Faktor für die Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands. „Sie sind weit mehr als reine Datenverarbeiter – sie sind die neue industrielle Infrastruktur“, so die Westenergie-Vorstandsvorsitzende. Eine leistungsfähige Netzanbindung sei dafür jedoch unverzichtbar. Es bestehe allerdings dringender Handlungsbedarf, um Deutschland international konkurrenzfähig zu halten. 

Partner wollen auch Übergangslösungen ermöglichen

Auch Stephan Segbers, Vertriebsvorstand der Rheinenergie, betont die Bedeutung frühzeitiger Unterstützung bei der Standortentwicklung. Rechenzentrumsbetreiber sollen bereits in der Planungsphase begleitet werden. Die beiden Partnerunternehmen wollen gemeinsam komplette Versorgungskonzepte entwickeln – von der Netztechnik über die Energieerzeugung bis hin zur Nutzung von Abwärme. Ziel ist es, nicht nur bestehende, sondern auch bislang unerschlossene Flächen mit nachhaltiger Infrastruktur nutzbar zu machen.

Die Unternehmen haben sich in ihrer Absichtserklärung auf drei konkrete Handlungsfelder verständigt:

• Beschleunigte energetische Erschließung: Westenergie und RheinEnergie wollen neue Rechenzentren möglichst rasch mit Energie versorgen. Dazu sollen nicht nur Netzanschlüsse, sondern auch lokal erzeugte Energieformen genutzt werden.
• Ganzheitliche Lösungen: Die Partnerschaft umfasst neben klassischen Versorgungskonzepten auch die Entwicklung von On-Site-Erzeugungslösungen, also lokale Eigenstromerzeugungsanlagen wie Blockheizkraftwerken oder wasserstofffähigen Brennstoffzellen. Zudem soll Abwärme in lokale Wärmenetze eingespeist und geeignete Flächen systematisch identifiziert und entwickelt werden.
• Projektbasierte Kooperation: Die Zusammenarbeit bezieht sich auf einzelne Projekte, bei denen technische oder wirtschaftliche Herausforderungen eine gemeinsame Umsetzung erforderlich machen. Eine exklusive Partnerschaft besteht dabei nicht.

Beide Energieunternehmen bringen in die Kooperation ihre jeweiligen Stärken ein. Während Rheinenergie über langjährige Erfahrung in der Versorgung urbaner Räume verfügt, bringt Westenergie ihre Expertise in der Hoch- und Höchstspannungstechnik ein. Zusammen wollen sie auch skalierbare Übergangslösungen anbieten, die eine vorzeitige Inbetriebnahme von Rechenzentren ermöglichen – auch bevor eine vollständige Netzanbindung vorliegt.

Das System nutzt künstliche Intelligenz (KI), um Haushaltsgeräte und Anlagen wie Heizsysteme oder Ladestationen für Elektroautos bedarfsgerecht zu steuern. Die Integration der Kraken-Plattform soll sowohl Energiekosten senken als auch die Nutzung erneuerbarer Energien im Haushalt vereinfachen. Maingau Energie zufolge profitieren insbesondere E-Auto-Fahrer, die durch zeitoptimiertes Laden mehrere Hundert Euro pro Jahr einsparen können.

Kraken ist ein cloudbasiertes End-to-End-Betriebssystem, das nach Angaben des Anbieters automatisiert über 250.000 Haushaltsgeräte und 40.000 MW an Stromerzeugungsanlagen verwaltet. Zu den Nutzern zählen unter anderem Energieversorger wie EDF, Eon und Tokyo Gas.

Kraken als Unternehmen ist unter anderem Mitinitiator des Mercury-Konsortiums – einer öffentlich-privaten Initiative, die ein standardisiertes Rahmenwerk für die Integration dezentraler Energielösungen schaffen will. Ziel ist eine Art „Bluetooth für Energie“, das technische Schnittstellen vereinheitlichen soll.

Verbrauchsoptimierung und Netzstabilisierung im Fokus

Maingau will die Kraken-Plattform nicht nur für die Verbrauchsoptimierung einsetzen, sondern sämtliche Kundenprozesse darüber abbilden – vom Gerätemanagement über Abrechnung und Service bis zur Steuerung des Energieeinsatzes. Bereits im vergangenen Jahr hatte der Versorger die Kundenservice-Funktionen von Kraken übernommen. Grundlage ist der Einbau von Smart Metern, die nicht nur minutengenau Stromverbräuche messen, sondern auch steuern können.

Laut dem Maingau-CEO Richard Schmitz bereitet die Erweiterung der Plattform das Unternehmen auf künftige Marktanforderungen vor. „Mit dem flexiblen Demand Management stellen wir systemseitig die Weichen für die Marktanforderungen von morgen“, so Schmitz.

Das intelligente Lastmanagement, das auf KI und Echtzeitdaten basiert, soll laut Kraken nicht nur die Energiekosten für Haushalte senken, sondern auch zur Stabilisierung der Stromnetze beitragen. Devrim Celal, Chief Marketing and Flexibility Officer bei Kraken, bezeichnet Flexibilität als „entscheidenden Baustein eines modernen, sauberen Energiesystems“. Hintergrund ist der Ausbau CO2-armer Technologien im privaten Sektor.

Maingau rechnet damit, dass bis 2030 Millionen Haushalte in Deutschland Wärmepumpen, E-Autos und Heimspeicher nutzen werden. Systeme wie Kraken sollen diese Geräte dynamisch mit dem Stromnetz verknüpfen und helfen, deren Flexibilitätspotenziale zu heben.

Mit dem Kauf gehen nun rund 300 Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von 10,3 MW in den Betrieb von Einhundert über. Die Anlagen sind, wie es in der Mitteilung heißt, verteilt auf das gesamte Bundesgebiet. Sie versorgen über 10.000 Mieter direkt vor Ort mit Strom. Mit der Integration der Solarimo-Anlagen erhöht sich das betreute Mieterstromportfolio von Einhundert deutlich. Angaben zur bisherigen Gesamtleistung des Unternehmens machte Einhundert jedoch nicht, bezeichnet sich aber selbst als Marktführer in diesem Segment. 

Die Kölner sehen in der Übernahme eine weitere Festigung ihrer Marktposition. Ernesto Garnie, Gründer und Geschäfsführer von Einhundert, erachtet die Übernahme als „bedeutenden Schritt auf unserem Wachstumspfad – sie bringt uns unserem Ziel näher, die Dekarbonisierung des deutschen Gebäudebestands weiter voranzutreiben“. Die lokal erzeugte und genutzte Solarenergie senke pro Jahr die CO2-Emissionen um rund 4.000 Tonnen.

Die 2017 gegründete Einhundert Energie unterstützt Immobilienunternehmen bei der Umstellung auf CO2-neutrale Stromversorgung. Zum Portfolio gehören digitale Mieterstromsysteme und lokaler Photovoltaiklösungen. Das Unternehmen beschäftigt aktuell 90 Mitarbeitende an den Standorten Köln und Berlin.

Die Verkäuferin Solarimo ist eine Tochter der Engie Deutschland GmbH mit Sitz in Berlin. Der Mutterkonzern Engie ist Teil eines internationalen Energieversorgers mit französischen Wurzeln und bietet in Deutschland Lösungen in den Bereichen Stromerzeugung, Energiespeicherung und Gebäudetechnik.

Ataman Yildirim, verantwortlich für Fusionen und Übernahmen bei Engie Deutschland, betont: „Wir freuen uns, mit Einhundert einen Partner gefunden zu haben, der das Solarimo-Mieterstromgeschäft professionell weiterführt.“

Die Transaktion soll bis Jahresende vollständig umgesetzt sein. Über den Kaufpreis machten die Unternehmen keine Angaben. Die Einbindung der Solarimo-Anlagen in das bestehende System von Eihundert umfasst unter anderem auch die Digitalisierung von Messstellen und Abrechnungsprozessen.

Diese Schritte legen nahe, dass Solarimo sich aus dem aktiven Mieterstromgeschäft zurückzieht. Ob das Unternehmen vollständig aufgelöst oder in anderer Form innerhalb der Engie-Gruppe fortbestehen wird, ist zum gegenwärtigen Zeitpunkt nicht bekannt.
 

 
Die vorliegende Statistik zeigt die Entwicklung des Energieverbrauchs der Industrie in Deutschland im Verhältnis zum Produktionswert in den Jahren 2003 bis 2023. Im Jahr 2023 wurden in der deutschen Industrie etwa 1,6 Gigajoule Energie pro 1.000 Euro Bruttoproduktionswert (BPW) verbraucht.

Strom: Überwiegend etwas fester haben sich die deutschen OTC-Strompreise am Dienstag gezeigt. Der Day-Ahead legte mit der Aussicht auf eine geringere Erneuerbaren-Einspeisung im Base um 19,50 auf 89,75 Euro/MWh zu, der Peak verbesserte sich um 22,75 auf 76,25 Euro/MWh. Im Börsenhandel wurde der Base mit 89,58 Euro gesehen, der Peak mit 75,99 Euro. Am Mittwoch sollen sich die Erneuerbaren-Beiträge im Base laut Eurowind auf nur noch 19,6 GW belaufen gegenüber 30,7 GW am Berichtstag. Am Donnerstag dürfte der Beitrag von Wind und Solar laut Eurowind etwas zunehmen, an den Tagen danach jedoch wieder zurückgehen. Am langen Ende gewann das Strom-Cal-26 um 1,38 auf 82,63 Euro/MWh hinzu. 

CO2: Etwas fester haben sich die CO2-Preise am Dienstag im Verbund mit Gas und Strom gezeigt. Der Dec 25 notierte gegen 13.32 Uhr mit einem Plus von 0,37 auf 66,90 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 15 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 67,95 Euro, das Tief bei 66,17 Euro. Mit den Preisen für den Dec 25 ging es im Vormittagshandel nach oben, danach bröckelten die Kurse aber wieder ab. Laut dem Analysehaus Vertis ist auch der CO2-Markt von Angst geprägt und dürfte weiter sehr sensibel auf makroökonomische Schlagzeilen reagieren. Die Benchmark Dec 25 weist dem Analysehaus zufolge eine starke Korrelation von 51 Prozent mit dem S&P 500 auf, während die Korrelation mit dem EuroStoxx 50 zu schwinden scheint. Bei Notierungen deutlich unter 70 Euro dürften in begrenztem Umfang Anleger an den Markt kommen, die auf steigende Notierungen setzen. Viele institutionelle Anleger seien jedoch dabei, ihre bisherige zinsbullishe Überzeugung zu überdenken.

Während die kurzfristige Dynamik von der aktuellen Stimmungsaufhellung im Zollstreit profitieren könnte, deuten die längerfristigen Auswirkungen der Zölle auf eine schwächere Nachfrage, ein langsameres Wachstum, ein geringeres Unternehmensvertrauen und niedrigere Investitionen sowie schwächere Verbraucherausgaben hin, was zusammengenommen die bearishen Aussichten auch am CO2-Markt verstärkt.

Bernadett Papp, Head of Mar­ket Analysis von Pact Capital, sieht Unterstützung für den Dec 25 bei 65,40 Euro, dann bei 64,14 Euro und 60,07 Euro. Einen ersten Widerstand hat die Analystin bei 67,48 Euro ausgemacht, danach folgen die Marken bei 67,75 Euro und 68,21 Euro. Vertis hat überdies die zentrale Bedeutung der Schwelle von 70 Euro für den CO2-Markt herausgestrichen.

Erdgas: Etwas fester haben sich die europäischen Erdgaspreise am Dienstag präsentiert. Der Frontmonat Mai am niederländischen TTF gewann bis 13.31 Uhr 0,825 auf 35,45 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es für den Day-Ahead um 0,625 auf 36,2 Euro nach oben. An der fundamentalen Situation am Gasmarkt habe sich verglichen zum Vortag kaum etwas geändert, hieß es von Händlern. So beläuft sich der Gasflow aus Norwegen laut Gassco für den Berichtstag auf 325,2 Millionen Kubikmeter, nur unwesentlich weniger als am Vortag, für den 329,4 Millionen Kubikmeter ausgewiesen worden waren. Die Temperaturprognosen gehen weiter von leicht überdurchschnittlich warmer Witterung in Deutschland aus, bei allerdings zunächst noch moderatem Windaufkommen. Zudem blieben die Märkte in der neuen Woche von zollpolitischen Aufregern bislang verschont.