In einem neuen Gutachten beurteilt die Klimajuristin Roda Verheyen die finanziellen Spielräume der neuen Bundesregierung. Insbesondere geht es um das Sondervermögen für Infrastruktur und Klimaneutralität in Höhe von 500 Milliarden Euro sowie die Schuldenbremsenreform. Verheyen kommt zum Schluss, dass es nicht verfassungskonform wäre, das Sondervermögen für die Senkung der Stromsteuer zu nutzen.

Michael Schäfer, Geschäftsführer der Klimaschutzorganisation German Zero sagt: „Das Gutachten von Dr. Roda Verheyen ist eine wichtige Richtschnur für die Haushalts- und Klimapolitik der kommenden Jahre.“ Es stelle klar, dass jeder Euro des Sondervermögens zusätzlich und für Investitionen eingesetzt werden muss.

Besser in Klimaschutz investieren

„Das Gutachten ist eine Steilvorlage für Klimaschutzminister Carsten Schneider (SPD), für dessen 100-Tage-Bilanz entscheidend sein wird, wie viele Milliarden er aus dem Sondervermögen in effiziente Klimaschutzinvestitionen lenken kann“, regte Schäfer an. Dafür müsse sich die Regierung auch von ineffizienten Vorhaben aus dem Koalitionsvertrag verabschieden. Zu diesen zählt Schäfer Hybridautos oder den gängigen Neubaustandard EH 5 aus dem Sondervermögen zu fördern.

Die rechtliche Einschätzung zeigt: Eine Strompreissenkung aus dem Sondervermögen, wie es das Aufstellungsschreiben für den Bundeshaushalt 2025 suggeriert, erfüllt die Voraussetzung der zusätzlichen Investitionen nicht. Auch die Nutzung des Klima- und Transformationsfonds dafür wäre verfassungsrechtlich problematisch. Hingegen wären ein Sondervermögen Klimaschutz in Höhe von 2 Prozent des Bruttoinlandsprodukts (BIP) jährlich und die Gemeinschaftsaufgabe Klimaschutz und Klimaanpassung rechtssicher umsetzbar.

Zudem seien Investitionen in klimaschädliche Vorhaben rechtlich riskant, zusätzliche Mittel hingegen dürfen konsequent für Klimaschutz eingesetzt werden. Angesichts der Bedarfe an Klimafinanzierung wäre es nötig, ein Klimaschutzgebot in das Errichtungsgesetz des gesamten Sondervermögens aufzunehmen, das mit dem Bundeshaushalt 2025 beschlossen wird, schlägt German Zero vor.

Das 23-seitige Kurzgutachten „Schuldenbremse, Sondervermögen und Gemeinschaftsaufgabe Klimaschutz“ steht auf der Internetseite von German Zero zum Download bereit.

Die Stiftung fordert entsprechend eine Überarbeitung, um die Risiken zu minimieren und durch die richtigen regulatorischen Impulse kontinuierliches Wachstum und nachhaltige Wertschöpfung des Sektors zu ermöglichen. „Die Ergebnisse der Analyse müssen als Aufforderung an die neue Bundesregierung verstanden werden, hier endlich den Kurs zu korrigieren“, sagte die Geschäftsführerin der Stiftung, Karina Würtz.

Die Energiewende dürfe nicht durch die Fixierung auf eine kurzfristige Einnahmemaximierung gefährdet werden. Die hohen Gebotssummen der vergangenen zwei Jahre trübten den Blick auf die komplexen Marktrisiken und -zusammenhänge, fürchtet Würtz. „Die Politik muss die langfristigen und vielfältigen Auswirkungen des Ausschreibungsdesigns stärker in den Blick nehmen und Rahmenbedingungen schaffen, die sowohl Investitionssicherheit, Wettbewerb als auch stabile Strompreise gewährleisten“, fordert sie daher.

Anpassung des Ausschreibungsmodells

Der Branchenverband ruft dazu auf, aus dem europäischen Kontext gute Beispiele zu nutzen, die in einem Dialog mit der Branche in den kommenden Monaten zu einem stimmigen Modell für Deutschland zusammengesetzt werden könnten. Im jetzigen System mit negativer Gebotskomponente und ohne finanzielle Absicherung der Erlöse erhöhten sich die Risikoprämien und damit Gesamtkosten ohne erkennbaren Mehrwert an einer anderen Stelle signifikant.

Die Vorschläge der Stiftung Offshore-Windenergie:

• Die Einführung zweiseitiger Differenzverträge (Contracts for Difference, two-sided CfDs), um die Risiken durch finanzielle Stabilität und so die Gesamtkosten im Strommarkt zu senken. Der Gesetzgeber habe hier den größten Hebel, um massiven Druck aus dem Markt zu nehmen und durch eine kosteneffiziente Lösung die eigenen energie- und industriepolitischen Ziele abzusichern.
• Die Begrenzung von Ausschreibungsvolumen pro Bieter sichere die Akteursvielfalt und den Wettbewerb für ein gesundes Marktumfeld und einen kosteneffizienten Ausbau. Darüber hinaus reduziert der Staat so die mögliche Abhängigkeit seiner energiepolitischen Agenda von wenigen Akteuren mit einer massiven Projektpipeline.
• Einführung von präzisen, aber realistischen Präqualifikationen (zum Beispiel durch die Einführung des Net Zero Industry Acts), die Preisausreißer verhindern, ohne Marktteilnehmer auszuschließen.
• Einführung von sinnvollen quantitativen Kriterien (beispielsweise zum CO2-Fußabdruck beim Transport von Großkomponenten oder zur Innovation im Bereich Systemintegration.

Hohe Auktionserlöse können teuer werden

Die Bundesregierung setzt bei der Vergabe von Offshore-Windflächen aktuell auf ein Gebotsverfahren, bei dem der Bieter mit dem höchsten Angebot den Zuschlag erhält. Während das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) die hohen Einnahmen aus diesen Auktionen – allein 13,4 Milliarden Euro im Jahr 2023 – als positiven Beitrag zur Senkung der Netzumlage bewertet und Ausdruck der Attraktivität des deutschen Marktes bewertet, warnt die Studie vor negativen Begleiterscheinungen.

Laut den Ergebnissen könnten die hohen Gebote langfristig zu steigenden Strompreisen führen, da Betreiber die Kosten über langfristige Strombezugsverträge (Power Purchase Agreements, PPA) an die Industrie weitergeben. Besonders betroffen wären energieintensive Unternehmen und Branchen wie die Deutsche Bahn oder die Chemieindustrie. Zudem steigt die Offshore-Netzumlage, ohne Garantie, dass die Windparks für diese Netzanschlüsse wirklich gebaut werden.

Da 90 Prozent der Gebotssumme erst nach Inbetriebnahme und dann über die Projektlaufzeit fällig werden, sind die Einnahmen für den Staat nicht sicher, erinnert die Stiftung. Durch eine Vielzahl an sicherheitspolitischen, regulatorischen sowie marktlichen Unwägbarkeiten steige aktuell das Risiko, dass sich geplante Projekte dennoch als unrentabel erweisen. In einem solchen Fall könnten Betreiber von der Möglichkeit Gebrauch machen, Projekte abzubrechen – mit erheblichen Folgen für die Energiewende, warnt die Stiftung Offshore.
  
Die Studie „Ausschreibungsdesign für Offshore-Windflächen in Deutschland: Effekte der ungedeckelten Gebotskomponente auf die Offshore-Netzumlage, PPA-Preise sowie Risiken für die Umsetzung von Projekten“ steht als Präsentation auf der Internetseite der Stiftung Offshore-Windenergie zum Download bereit.

„Statt Investitionen zu ermöglichen, schafft der Vorschlag zusätzliche Bürokratie, behindert den Einsatz von blauem Wasserstoff und gefährdet damit Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit“, urteilt Timm Kehler, Vorstand von Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft. Überzogene Emissionswerte und unklare Zertifizierungsregeln bremsten Investitionen in klimafreundliche Technologien.

Blauer Wasserstoff sei aber Bestandteil einer bezahlbaren und verlässlichen Transformation, so der Verband. Als „blau“ wird Wasserstoff bezeichnet, der zwar aus fossilem Erdgas (CH4) hergestellt wird, dessen Klimagasanteil (CO2) aber abgeschieden und eingelagert oder genutzt wird (CCS/CCU).

EU-Rechtsakt korrigieren

Der Entwurf steht laut Kehler auch in einem klaren Widerspruch zu den erklärten Zielen des Clean Industrial Act und des Draghi-Reports. „Die EU-Kommission legt mit diesem Entwurf der eigenen Energiepolitik Steine in den Weg“, kritisiert er. Wer Klimaschutz und Wettbewerbsfähigkeit verbinden will, müsse möglichst viele Werkzeuge zur CO2-Reduktion ermöglichen.

Besonders kritisch sieht der Verband die pauschale Annahme extrem hoher Methanemissionen in der Vorkette von Erdgas. Diese Annahmen führen dazu, dass selbst hocheffiziente Projekte zur Produktion von Wasserstoff aus Erdgas künftig als nicht regelkonform gelten könnten – obwohl sie in internationalen Klimaneutralitätsszenarien ausdrücklich vorgesehen sind. „Gleichzeitig schafft die angedachte Verknüpfung mit der Unionsdatenbank neue bürokratische Hürden statt regulatorischer Klarheit“, fürchtet Kehler.

Auch innovative Verfahren wie Methan-Pyrolyse und -Plasmalyse, mit denen Methan in Wasserstoff und festen Kohlenstoff umgewandelt wird, würden durch den Rechtsakt faktisch ausgeschlossen. „Das ist nicht nur ein industriepolitisches Risiko, sondern ein strategischer Fehler – gerade im globalen Wettbewerb um klimafreundliche Technologien“, so Kehler.

Der Verband ruft daher die neue Bundesregierung auf, sich im weiteren Verfahren entschlossen für technologieoffene, pragmatische und verlässliche Rahmenbedingungen einzusetzen. Nur so könne Europa den eigenen Anspruch einlösen, Industriestandort und Klimavorreiter zugleich zu sein.

Das Vereinigte Königreich sei der weltweit zweitgrößte Produzent von Windstrom auf See. „Der starke Ausbau erneuerbarer Energie auf der britischen Insel wird das Königreich in den nächsten zehn Jahren zu einem Nettostromexporteur machen“, sagte Lehnfeld. Mit der Installation der Interkonnektoren Neuconnect und Tarchon entstünden bereits die ersten direkten Stromverbindungen nach Deutschland. „Das wird perspektivisch auch deutschen Unternehmen und Verbrauchern zugutekommen, sofern ein Deal gelingt“, sagte Lehnfeld. 

Großbritannien und die EU hatten sich nach monatelangen Verhandlungen auf eine Wiederannäherung unter anderem bei den Themen Verteidigung und Sicherheit, Lebensmittelstandards, Fischerei, Energie und irreguläre Migration geeinigt. EU-Kommissionschefin Ursula von der Leyen sprach von einem „historischen Moment“.

Auf einer Zusammenkunft des Regionalverbands Südwestfalen im Landesverband Erneuerbare Energien NRW (LEE NRW) – mit dem Titel „Erneuerbare Energien – Chancen für Gewerbe und Industrie“ – holte Regionalverbandsvorsitzender Karl Prinz zu Wittgenstein, zugleich Geschäftsführer von Wittgenstein Wind, während seiner Eröffnungsrede zum Rundumschlag aus. Südwestfalen sei eine Vorreiterregion für die klimafreundliche Energiezukunft, „trotz der Politik und gegen alle Widerstände“.

Von dieser Redaktion im Anschluss befragt, konkretisierte Wittgenstein seine Kritik. Sie richte sich gegen alle Ebenen der Politik, vom Bund bis hinunter zu den Kommunen. Die abgewählte Ampel-Koalition nahm er sich nachträglich vor, weil der ehemalige Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) die Kernkraftwerke aus parteitaktischen Gründen endgültig abgeschaltet habe. Für den Klimaschutz, so Wittgensteins Auffassung, sei dies ein Bärendienst gewesen, weil stattdessen Kohlemeiler noch lange am Netz bleiben würden.

Keinen Dank an Robert Habeck und Friedrich Merz

Südwestfalen ist die Heimat des aktuellen Bundeskanzlers Friedrich Merz (CDU), genauer gesagt: das Sauerland. Hier Windenergie durchzusetzen, war über Jahre hinweg kaum möglich. Zu groß die Widerstände in Politik und Gesellschaft. So groß, dass das Sauerland oft wie das Bayern Nordrhein-Westfalens erschien. Im Freistaat galten lange die strengsten Ausbaubeschränkungen für Windkraft.

Karl Prinz zu Wittgenstein ist jedenfalls froh, dass das vom Bund ausgegebene Flächenziel für die Windkraft an Land in den einzelnen Bundesländern nun „endlich“ auch in Nordrhein-Westfalen in konkrete Planung überführt ist. Er meint damit die inzwischen vorliegenden Flächenkulissen der jeweiligen Planungsregionen, für Südwestfalen hat der Arnsberger Regionalrat das Werk erstellt.

Gleichwohl kritisiert er auch die schwarz-grüne Landesregierung für ihre Interimsgesetzgebung, also für den (erfolgreichen) Versuch, Windkraftprojekte in der Übergangszeit bis zur Verabschiedung der Regionalpläne aufzuhalten und letztlich zu verhindern. Projektierer hatten Dutzende Anträge für Turbinen eingereicht, für die sie sich Areale (auch) außerhalb der künftig vorgesehenen Flächen gesichert hatten.

Wittgenstein Wind hat nach Auskunft von Karl Prinz zu Wittgenstein selbst unter diesem juristischen Kniff der Landesregierung gelitten. Zwei Projekte mit insgesamt zwölf Anlagen seien dadurch gescheitert, inklusive entstandenem Schaden durch geleistete Vorarbeit. Er hat dies auch Friedrich Merz nicht vergessen, der sich in den entscheidenden Monaten noch auf die Seite der NRW-Landesregierung geschlagen hatte. Dadurch kam eine Bundesratsinitiative noch durch den alten Bundestag, das Schlagwort vom „Lex Sauerland“ – einem Gesetz nach Merzens Gusto – machte die Runde.

Direkte Stromlieferung für einen Stahlhersteller geplant

Jetzt hoffen die Windkraft-Entwickler in Südwestfalen, dass es durch die klaren Vorgaben von Bund, Land und Regionen weniger Widerstände gegen Energiewende-Projekte gibt. „Die Bürgermeister vor Ort sind nun aus der Schusslinie“, so Karl Prinz zu Wittgenstein. Er meint damit, dass Bürgerinitiativen angesichts der unmissverständlichen Vorgaben für vorgesehene Windkraft-Flächen keine örtlichen Politiker mehr auf ihre Seite ziehen könnten.

Dass es weiterhin genügend Klippen zu umschiffen gibt, ist kein Geheimnis. Windenergieanlagen sind angesichts der vielen Bestimmungen und Auflagen keine Selbstläufer, auch und gerade nicht in der Direktversorgung von Unternehmen. Wittgenstein Wind arbeitet nach eigener Angabe an einer Direktleitung zu einem Schwerindustrie-Unternehmen.

Mit dem Stahlhersteller geht Wittgenstein Wind eine Projektgesellschaft ein, die drei Windkraftanlagen bauen will. Eine davon ist für die Direktversorgung des Unternehmens vorgesehen, das seinen Sitz in weniger als drei Kilometern Entfernung hat. Überschüssiger Strom könnte in einem Wärmespeicher Verwendung finden.

Worüber Energierechtler sich noch den Kopf zerbrechen könnten: Dürfen die anderen beiden Anlagen des Parks zeitweise die Direktbelieferung übernehmen, sobald die eigentlich dafür vorgesehene Turbine ausfällt oder für Wartungszwecke stillsteht?

Der mit dem Projekt befasste Cliff Reppel, Architekt und Projektleiter bei Wittgenstein Wind, sieht an dieser Stelle „leider“ viel Klärungsbedarf. Was im Sinne der Energiewende und stabiler Strompreise für Unternehmen sei, davor sei immer noch die Bürokratie. Bis Ende des Jahres hofft Reppel, die Antragsunterlagen für Windpark und Direktanbindung einreichen zu können.

Martin Bentele ordnet die Entwicklung ein: „Der Pelletpreis folgt aktuell dem typischen Verlauf nach der Heizperiode – die Nachfrage sinkt, und damit auch der Preis.“ Der Geschäftsführer des Depi rät Verbrauchern, die mit Pellets heizen, jetzt einzukaufen. Das Lager könne so rechtzeitig vor dem Winter zu günstigen Konditionen befüllt werden.

Beim Kauf gelte es, besonders auf die Qualität achten. Nur Produkte mit dem ENplus-Zertifikat garantierten eine saubere Verbrennung und schonten die Technik der Heizanlage. Auch eine regelmäßige Reinigung des Pelletlagers sei wichtig, um die störungsfreie Funktion der Heizung langfristig zu sichern. „Wer jetzt also sein Lager neu befüllen möchte, sollte die Reinigung durch einen Fachbetrieb vorher noch einschieben“, empfiehlt Bentele.

Je nach Region zeigt sich erneut ein unterschiedliches Preisniveau. Für eine Abnahmemenge von sechs Tonnen zahlen Verbraucher in Süddeutschland im Mai durchschnittlich 310,65 Euro pro Tonne. In Mitteldeutschland liegt der Preis bei 320,46 Euro, während Haushalte in Nord- und Ostdeutschland mit 325,27 Euro je Tonne am meisten bezahlen.
 
Auch Großabnehmer profitieren von den niedrigeren Preisen: Bei einer Bestellung von 26 Tonnen liegt der Tonnenpreis im Süden bei 297,04 Euro, in der Mitte Deutschlands bei 305,41 Euro und im Norden und Osten bei 310,49 Euro – jeweils inklusive Mehrwertsteuer.

Hintergrund zum Depi-Preisindex

Der Depi-Pelletpreis wird seit dem Jahr 2011 monatlich erhoben. Bis April 2020 übernahm diese Aufgabe der Deutsche Energieholz- und Pellet-Verband (DEPV). Der veröffentlichte Preis bezieht sich auf Pellets der Qualitätsklasse ENplus A1 inklusive sämtlicher Nebenkosten.

Als Hintergrund verweist die Deutsche Umwelthilfe auf eine Studie der Hochschule für Technik und Wirtschaft in Berlin, der zufolge bis 2035 in Deutschland 590.000 MW an solarer Erzeugungskapazität zugebaut werden müssen, damit das Pariser Klimaschutzabkommen eingehalten werden kann.

Für das Ranking ordnet die DUH den Kommunen Farben zu: Grün für Städte, die in den letzten zwei Jahren über dem zur Erreichung des Klimaziels jährlich erforderlichen PV-Zubau liegen. Gelb für Städte, die ab sofort den jährlichen PV-Zubau bis 2035 zwischen 1 und 50 Prozent steigern müssen. Rot für Städte, die ab sofort jährlich den PV-Zubau bis 2035 um mindestens 50 Prozent erhöhen müssen.

Besonders hervorgehoben werden in diesem Jahr Fürth und Ulm. Beide Städte übertrafen laut DUH ihre Zielwerte beim PV-Ausbau sogar um mehr als 50 Prozent. Auch Köln, München und Berlin zeigen eine positive Entwicklung. Köln kletterte von „rot“ auf „grün“, München von „gelb“ auf „grün“. Berlin liegt knapp unter der Zielmarke, während Hamburg weiterhin zurückbleibt.

Datenbasis ist das Marktstammdatenregister

Barbara Metz, Bundesgeschäftsführerin der DUH, äußert sich optimistisch zum Beitrag der Städte zum bundesweiten Solarhochlauf. Zwischen 2022 und 2024 habe sich der jährliche PV-Zubau in Großstädten von 514 auf 1.432 MW nahezu verdreifacht. Sie fordert jedoch klare politische Unterstützung: „Ich appelliere an Bundeswirtschaftsministerin Reiche, dass die neue Regierung die Bürgerbeteiligung bei der Energiewende intensiv unterstützt und nicht ausbremst.“ Städte verfügten über große Potenziale, etwa durch ungenutzte Dachflächen, aufnahmefähige Netze und hohen Strombedarf.

Dennoch hinkt laut DUH in 42 Städten der Ausbau noch deutlich hinter den Zielwerten her: 23 Kommunen erhalten eine gelbe Karte, 19 eine rote. Besonders groß sei der Nachholbedarf etwa in Salzgitter und Potsdam, wo der Zubau mindestens verdreifacht werden müsse.

Für das erste Quartal 2025 deutet sich nach DUH-Angaben ein Rückgang des PV-Zubaus an. Als Ursache wird das sogenannte „Solarspitzengesetz“ genannt, welches bei Eigentümern kleiner Aufdachanlagen für Verunsicherung sorge. Die DUH appelliert daher an die Bundesregierung, den Ausbau zu erleichtern. Dazu gehöre unter anderem die Förderung von Energy Sharing und die Vereinfachung von Mieterstrommodellen.

Rupert Wronski, stellvertretender Leiter des Bereichs Kommunaler Umweltschutz bei der DUH, sieht insbesondere die Kommunen in der Verantwortung. „Im Jahr 2024 haben in drei Viertel der Großstädte Privathaushalte mehr als die Hälfte des Photovoltaik-Zubaus getragen“, so Wronski. Der Anteil öffentlicher Dächer liege hingegen im niedrigen einstelligen Prozentbereich – mit Ausnahmen wie etwa Regensburg und Bonn. Dies sei angesichts der Vorbildrolle der Städte nicht hinnehmbar.

Die Auswertung der DUH basiert auf Daten des Marktstammdatenregisters der Bundesnetzagentur und erfolgt im Rahmen des Projekts „Solaroffensive Deutschland“. Gefördert wird dieses durch den Venture and Nature Fund. Der von der Münchener Rück ins Leben gerufene Fonds unterstützt Projekte mit Fokus auf Klima- und Naturschutz, darunter auch Initiativen zum Ausbau erneuerbarer Energien. Zu den bisherigen Förderprojekten gehören neben der DUH auch Maßnahmen zur Renaturierung von Mooren und der Schutz biodiversitätsreicher Landschaften.

Die Auswertung der „Solaroffensive Deutschland“ ist im Detail auf der Internetseite der Deutschen Umwelthilfe verfügbar.

Parallel dazu bleibt der Preis für THG-Quoten auf niedrigem Niveau, was den wirtschaftlichen Anreiz zur Nutzung von Biomethan im Verkehrssektor weiter reduziert. „Trotz dieser Herausforderungen sehen wir auch Chancen“, sagt Vera Schürmann, Geschäftsführerin der Green Navigation GmbH. „Als Antwort auf die aktuelle Marktlage haben wir unseren Online Biomethan-Marktplatz erweitert. Ab sofort können Interessenten gezielt Kaufanfragen einstellen, was den Beschaffungsprozess transparenter, schneller und effizienter gestaltet.“

Branchenkooperation gegründet

Ziel sei es, bestehende Hemmnisse im Handel zu überwinden und Angebot sowie Nachfrage wieder in Einklang zu bringen. Zudem initiieren die Biomethan-Experten ein Praxisnetzwerk für Marktakteure. Ziel dieser Kooperation ist es, gemeinsam Handlungsoptionen zu entwickeln, marktrelevante Herausforderungen zu adressieren und durch Erfahrungsaustausch tragfähige Lösungen zu erarbeiten. „Unser Austausch mit Akteuren entlang der Wertschöpfungskette hat gezeigt, dass alle vor ähnlichen Herausforderungen stehen und die Fragen die Gleichen sind.

Die Kooperation Biomethan soll als Impulsgeber für Innovationen und Stabilität im Markt dienen.“ erläutert Schürmann und ergänzt „In einer Phase der Unsicherheit setzen wir damit auf Transparenz, Dialog und neue Wege der Zusammenarbeit – für einen zukunftsfähigen Biomethanmarkt in Deutschland.“

Biomethan bleibt wichtiger Baustein der Energiewende

„Trotz der aktuellen Herausforderungen bleibt Biomethan langfristig ein unverzichtbarer Bestandteil der Energiewende. Im Koalitionsvertrag der Bundesregierung ist die Einführung der sogenannten Grüngasquote als klimapolitisches Instrument ausdrücklich vorgesehen“, beschreibt Schürmann. Dies unterstreiche die politische Bedeutung von erneuerbaren Gasen wie Biomethan für die Dekarbonisierung der Energieversorgung.

Außerdem gilt Biomethan im Industrie- und Wärmesektor als sofort verfügbare und nachhaltige Alternative zu grünem Wasserstoff. Die steigenden CO2-Preise durch den zukünftigen EU-ETS Handel erhöhen zusätzlich die Wirtschaftlichkeit von Biomethan. „Vom Nachfolgegesetz des GEG erwarten wir, dass Biomethan weiterhin eine Rolle spielen wird“, sagt Schürmann.

Als Beimischung zur Erdgaslieferung bleibe die Nutzung der Erdgasinfrastruktur bis auf Weiteres erhalten - sicherlich ein wichtiger Aspekt für die Betreiber dieser Infrastruktur. Die aktuellen Entwicklungen zeigten: Der Biomethanmarkt befindet sich im Umbruch. Doch die langfristigen Perspektiven sind positiv, meint Green Navigation. Mit der Marktplatz-Erweiterung und dem neuen Praxisnetzwerk will Green Navigation Voraussetzungen schaffen, um wieder Vertrauen aufzubauen, die Marktmechanismen zu stärken und gemeinsam an einer nachhaltigen Zukunft für Biomethan zu arbeiten.

 
Die Statistik zeigt auf Basis von Zahlen des Deutschen Pelletinstituts und der Solar Promotion GmbH die Preisentwicklung für Holzpellets in Deutschland in den Jahren 2014 bis 2024. Der Durchschnittspreis für Holzpellets im Jahr 2024 betrug demnach 289 Euro pro Tonne und hat sich damit im Vergleich zum Vorjahr um rund 100 Euro pro Tonne verringert. Der Preisanstieg von Holzpellets in den Jahren 2022 und 2023 war hauptsächlich durch die geopolitischen Auswirkungen des Ukraine-Kriegs, die Energiekrise und die damit verbundene verstärkte Nachfrage nach alternativen Brennstoffen wie Holzpellets bedingt.

Den Auftakt der Kooperation bildet der Erwerb einer mobilen Testanlage durch EEW. Ab Sommer 2025 soll sie zunächst am Standort Delfzijl in den Niederlanden zum Einsatz kommen. Dort sollen insbesondere die Effizienz, Skalierbarkeit und Integration der CO2-Abscheidung in bestehende thermische Abfallverwertungsprozesse erprobt werden.

„Gemeinsam setzen wir auf modernste Technologien zur CO2-Abscheidung, um den Weg zur großtechnischen Umsetzung zu ebnen“, erklärte Joachim Manns, COO der EEW-Gruppe. Die mobile Anlage sei ein entscheidender Schritt zur Steigerung der Energieeffizienz, zur Entlastung bestehender Anlagen und dazu, die technologische Reife von Carbon-Capture-Lösungen zu erhöhen. Dies sei zentral für die Umsetzung der Dekarbonisierungsstrategie des Unternehmens.

Auch GEA sieht im Pilotprojekt einen wichtigen Impuls: „Mit der neuen Testanlage und der eingesetzten Technologie unterstützen wir EEW beim gesteckten Ziel der Dekarbonisierung und auf dem Pfad dorthin“, so Felix Ortloff, Senior Director Carbon Capture Solutions bei GEA. CO2-Abscheidung spiele dabei eine zentrale Rolle.

Politischer Handlungsbedarf

EEW fordert dafür die Schaffung eines verlässlichen regulatorischen Rahmens in Deutschland. Ohne gesetzliche Klarheit zu Transport, Speicherung, Nutzung und Vergütung von CO2 seien großtechnische Anwendungen nicht realisierbar, sagte Manns. „Wir stehen in den Startlöchern. Aber wir brauchen klare Spielregeln, um loslegen zu können.“ Die neue Bundesregierung müsse jetzt liefern – mit Investitionssicherheit, Startförderung und einem CO2-Pipelinenetz als Infrastrukturgrundlage. Ein besonderes Potenzial sieht EEW in der Abscheidung biogener CO2-Anteile, die über negative Emissionen zur Erreichung der Klimaziele beitragen können.

GEA bietet nach eigenen Angaben modulare Komplettlösungen für die CO2-Abscheidung an – von der Gasreinigung über Wärmeauskopplung und CO2-Abtrennung bis zur Verflüssigung. Dabei soll auch eine energetische Kopplung möglich sein, etwa zur Eigenstromerzeugung oder zur Effizienzsteigerung des Abscheidungsprozesses.
 

Ionity will mit dem Geld in Ladepunkte an Autobahnen und in urbanen Räumen investieren. Bis zum Jahr 2030 will das Unternehmen sein Netz in Europa auf 1.300 Ladeparks erweitern, die Zahl der Ladepunkte soll auf 13.000 steigen. Aktuell sind es 5.000. Die Ladepunkte haben derzeit eine Leistung bis zu 400 kW. In Zukunft sollen es bis zu 600 kW sein.

Geldgeber sind: ABN Amro, BNP Paribas, Credit Agricole, ING, KfW Ipex-Bank, Landesbank Baden-Württemberg, MUFG, Norddeutsche Landesbank und Rabobank. „Jetzt skalieren wir schneller als je zuvor, um das Rückgrat der nachhaltigen Mobilitätsinfrastruktur von morgen zu errichten und ultraschnelles Laden an Alltagsziele zu bringen“, kündigt Ionity Finanzchef Torsten Kiedel in einer Mitteilung an.

BNP Paribas-Banker Severine Mateo sieht die Münchner an vorderster Stelle in Europa und betont: „Diese Finanzierung ist die größte, die jemals von einem Betreiber von Ladestationen aufgenommen wurde.“

Hinter dem Unternehmen, das im Jahr 2017 gegründet wurde, stehen die Autohersteller BMW, Ford, Hyundai, Kia, Mercedes-Benz, Volkswagen, Audi und Porsche sowie die Investmentgesellschaft Global Infrastructure Partners, die sich vergangenes Jahr der US-Vermögensverwalter Blackrock einverleibt hat.

Groenleven, das in den Niederlanden als Entwickler großflächiger Solar- und Speicherlösungen agiert, hatte das Projekt bis zur Baureife geführt. Vopak soll nun die weitere Umsetzung übernehmen und ein Lithium-Ionen-Batteriespeichersystem (Battery Energy Storage System, BESS) errichten.

Der Speicher soll dazu beitragen, die Flexibilität und Versorgungssicherheit des niederländischen Stromsystems zu verbessern. Die Zwischenspeicherung von Strom aus Wind- und Solaranlagen erlaubt eine zeitlich flexiblere Einspeisung ins Netz. So können Versorgungslücken vermieden und Preisschwankungen im Strommarkt abgefedert werden.

„Der erfolgreiche Abschluss des Verkaufs bestätigt unsere führende Rolle bei der Entwicklung von Batteriespeicherprojekten in Europa“, zeigt sich Benjamin Casteleyn, CCO von Groenleven, überzeugt. Das Projekt beweise das Engagement des Unternehmens, Speicherlösungen als Schlüsseltechnologie für die Energiewende weiter voranzubringen.

Mit dem Verkauf an Vopak erweitert Baywa Re das eigene Portfolio an Referenzprojekten im Bereich Energiespeicherung. Das dabei gewonnene Know-how soll laut Unternehmensangaben für weitere Projekte in den Niederlanden und darüber hinaus genutzt werden.

Baywa Re mit Sitz in München entwickelt, betreibt und vermarktet weltweit Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien und tritt auch als unabhängiger Stromproduzent auf. Die niederländische Tochter Groenleven konzentriert sich auf Solar- und Speicherlösungen vor allem für großflächige Anwendungen. Vopak wiederum ist ein international tätiger Betreiber von Tanklagern und will durch Investitionen in Speicherprojekte seine Geschäftsaktivitäten auf den Stromsektor ausweiten.

Die Emission ist Teil eines übergeordneten Finanzierungsprogramms mit einem Gesamtvolumen von 15 Milliarden Euro, über das Eurogrid bereits mehrfach Mittel aufgenommen hat. Nach zwei Emissionen im Jahr 2024 in Höhe von jeweils 1,5 Milliarden Euro und einer Aufstockung um 200 Millionen Euro im Februar dieses Jahres markiert die neue Anleihe den nächsten Schritt in der langfristigen Finanzierungsstrategie.

Frisches Kapital für Land- und Seeprojekte

Die Mittel will Eurogrid eigenen Angaben nach für förderfähige Infrastrukturprojekte an Land und auf See verwenden, die die Einspeisung und den Transport von Strom aus erneuerbaren Energien verbessern. Dabei orientiert sich das Unternehmen an seinem eigenen Green Bond Framework, das Nachhaltigkeitskriterien für die Mittelverwendung definiert.

Die Maßnahmen zahlen auf das Unternehmensziel „100 Prozent bis 2032“ ein. 50 Hertz, zuständig für das Stromübertragungsnetz in Ostdeutschland sowie in Teilen von Hamburg und Schleswig-Holstein, will bis 2032 bilanziell den gesamten Stromverbrauch im eigenen Netzgebiet durch erneuerbare Energien decken.

Starke Nachfrage nach Eurogrid-Anleihe

Nach Angaben des Unternehmens war das Orderbuch der aktuellen Anleihe um mehr als das 4,5-Fache überzeichnet. Dieses Interesse wertet Eurogrid als Ausdruck eines stabilen Zugangs zum Kapitalmarkt und als Vertrauensbeweis der Investoren in die strategische Ausrichtung der Unternehmensgruppe. Die Elia Group aus Belgien ist Hauptaktionärin von Eurogrid.
 Die jetzt begebene Anleihe hat eine Laufzeit von zwölf Jahren und einen Kupon von 4,056 Prozent pro Jahr. Sie soll am 28. Mai 2025 abgewickelt und am selben Tag zum Handel im regulierten Markt der Luxemburger Börse zugelassen werden.

Diese Stromleitungen werden benötigt, da die Windenergie auf See künftig eine größere Rolle bei der Energiewende spielen soll. Über die Kabelsysteme wird der Windstrom von Konverterstationen auf See bis ans Festland transportiert. Bevor die Kabel dort ankommen, müssen sie allerdings die ostfriesischen Inseln unterqueren. Ein Großteil der Netzanbindungssysteme wird in der Nordsee über Niedersachsen und damit auch durch den Nationalpark Wattenmeer geführt. 

Auf Baltrum erfolgen die Bohrungen im Osten der Insel. Dazu gibt es eine Baustelle am Nordstrand sowie eine Wasserbaustelle südlich des Ostendes im Watt. Nach Tennet-Angaben wird die Insel mit mehreren Horizontalbohrungen von bis zu 1.800 Metern Länge unterquert. Später werden in die Bohrungen dann die Stromkabel eingezogen. Im kommenden Jahr sollen die Bohrungen auf Baltrum für diese Netzanbindungssysteme abgeschlossen sein. 

Was auf Norderney geplant ist 

Auf Norderney soll für die Horizontalbohrungen der Netzanbindungssysteme BalWin1 und BalWin2 wegen eines engen Zeitfensters im Sommer rund um die Uhr in einem Schichtbetrieb gearbeitet werden. Bei solchen Bohrungen gibt es laut Amprion drei grundlegende Arbeitsschritte: In einer Pilotbohrung wird der Boden demnach mit einer umweltverträglichen Bohrspülung mechanisch-hydraulisch ausgespült. Danach wird mit einer zweiten Bohrung der Bohrkanal auf den Zieldurchmesser geweitet. Schließlich werden Kabelrohre eingezogen, in denen später die Stromkabel verlaufen. 

Da die Netzanbindungssysteme auf Norderney laut Amprion zu einer neuen Leistungsklasse zählen, müssen dort statt wie bei bisherigen Systemen zwei Kabel nun drei Kabel pro System verlegt werden. Die Inselunterquerung erfolgt in zwei Schritten. Zwischen Mitte Juli und Ende September werde zunächst sechsmal − also eine Bohrung pro Kabel − von der Inselmitte zum Norderneyer Watt südlich der Insel gebohrt, teilte der Amprion-Sprecher mit. 2026 sind dann die Bohrungen von der Inselmitte zum nördlichen Strand geplant. 
 Wie Lärmbelästigung vermieden werden soll 

Touristen und Insulaner können sich über die Bauarbeiten informieren. Dazu will Amprion einen Infocontainer an der Baustelle öffnen. Lärmbelästigungen infolge der Bohrungen soll so weit wie möglich minimiert werden. Dazu werden rund zehn Meter hohe Schallschutzwände aufgebaut. 

Die Inbetriebnahme der Kabelsysteme BalWin1 und BalWin2 ist für 2030 und 2031 vorgesehen. Über die Leitungen sollen dann bis zu 2.000 MW Windstrom transportiert werden können - das reicht laut Amprion, um den Strombedarf von 4 Millionen Menschen zu decken.

Nun hat sich die Stadt zur Zukunft der Stadtwerke geäußert. Diese „verfolgen konsequent die Neuausrichtung“, heißt es in einer Mitteilung der Kommune. Und weiter: „Unter dem neuen Stadtwerke-Geschäftsführer Michael Schäfer wird mit Unterstützung der Stadt Aalen die Konsolidierung des städtischen Tochterunternehmens energisch vorangetrieben.“

Nicht betriebsnotwendige Liegenschaften stehen zur Disposition

Die Analyse der Ursachen für die massiven Verluste des kommunalen Versorgers haben der Kommune zufolge „weitreichende Defizite in der Organisation und Mängel, vor allem im Bereich der Energiebeschaffung aufgedeckt“, heißt es weiter. Fallende Energiepreise zwischen 2019 und 2022 hätten die Fehler im Energiehandel noch kaschiert. mit dem Anstieg der Preise seien die Verluste dann nicht mehr kompensierbar gewesen. Hinzu kamen laut der Stadt Einbußen bei den Umsatzerlösen und gleichzeitig um ein Vielfaches gestiegene Ausgaben, insbesondere höhere betriebliche Aufwendungen und erhöhte Zinsaufwendungen.
 Alleine die Materialaufwendungen haben demnach tatsächlich um 14,27 Millionen Euro höher gelegen als der Betrag, der dem Aufsichtsrat vorgelegt worden sei. Überhaupt habe sich gezeigt, dass dem Aufsichtsrat und der Stadtverwaltung bis zum November 2024 falsche Zahlen zur finanziellen Situation des Versorgers vorgelegt wurden.

Schließlich habe die Analyse auch ergeben, dass personelle und strukturelle Wechsel in der Organisation dazu geführt, „dass der Überblick über bereits getätigte Strom- bzw. Gaseinkäufe zunehmend verloren ging“, heißt es von Seiten der Stadt Aalen.

Michael Schäfer, dem neuen Geschäftsführer, obliegt nun die Aufgabe, einerseits das Unternehmen zu stabilisieren und eine Strategie für einen nachhaltigen und wirtschaftlichen Geschäftsbetrieb zu erarbeiten, andererseits, das Vertrauen der Kunden zurückzugewinnen. Dafür werde es eine organisatorische Umstrukturierung geben, teilte die Stadt mit. Außerdem sei geplant, noch im Sommer das Kundenzentrum in der Innenstadt wiederzueröffnen. Da zahlreiche Kunden noch keine Abrechnung erhalten haben, sollen Maßnahmen für eine personelle Verstärkung ergriffen werden. Vor diesem Hintergrund werde auch das rollierende Abrechnungssystem auf Stichtagsabrechnungen umgestellt.

Trotz der erheblichen finanziellen Probleme hatte der Gemeinderat von Aalen im April beschlossen, die Stadtwerke in kommunaler Hand zu halten und „ihnen in dieser schwierigen Lage beizustehen“. Dafür wurde von der Stadtverwaltung ein Unterstützungspaket in Höhe von 25 Millionen Euro erarbeitet, über das noch im Mai im Gemeinderat entschieden werden soll. Neben Einsparungen im städtischen Haushalt ist auch der Verkauf des örtlichen Hallenbad-Grundstücks durch die Stadtwerke vorgesehen. Darüber hinaus soll eine Reihe von nicht betriebsnotwendigen Liegenschaften der Stadt und der Stadtwerke veräußert werden. Daneben steht auch eine strategische Neuausrichtung der Geschäftsfelder sowie der Verkauf von Beteiligungen zur Disposition. Schließlich werde geprüft, ob die für den finanziellen Schaden Verantwortlichen auf Schadensersatz verklagt werden können.

Die Kooperation trägt den Namen „Windpark Rhoder Forst GmbH & Co. KG“ und soll ein Areal erschließen, das durch Sturmschäden und Borkenkäferbefall großflächig entwaldet wurde. Der Standort liegt an der Autobahn A44 zwischen den Diemelstädter Ortsteilen Rhoden und Wrexen (Hessen). Der Windpark soll pro Jahr rund 146,5 Millionen kWh erzeugen – genug, um laut den Projektpartnern etwa 41.858 Haushalte mit Strom zu versorgen. Gleichzeitig prognostizieren sie eine CO2-Einsparung von jährlich etwa 66.000 Tonnen.

Die technische Umsetzung übernimmt Trianel, die unter anderem die Planung, Projektsteuerung und spätere Betriebsführung verantwortet. VEW bringt lokale Kontakte mit in die Kooperation. Das Unternehmen kümmert sich um die Flächensicherung und koordiniert die Kommunikation mit kommunalen Akteuren und Dienstleistern. VEW hält an der neuen Gesellschaft 51 Prozent der Gesellschaftsanteile, Trianel die verbleibenden 49 Prozent.
 
Regionale Wertschöpfung und kommunale Beteiligung

Mit dieser Aufgabenteilung verfolgen beide Seiten das Ziel, regionale Wertschöpfung und kommunale Beteiligung stärker in den Mittelpunkt der Energiewende zu rücken. Der Windpark im Rhoder Forst sei dafür ein geeignetes Beispiel, betont VEW-Geschäftsführer Frank Benz. Er verweist auf die Bedeutung nachhaltiger Infrastruktur für die Entwicklung des Landkreises.

Trianel sieht in der Kooperation ein Modell für weitere Partnerschaften mit Stadtwerken. „Solche Projekte zeigen, wie sich Synergien in der kommunalen Energiewirtschaft nutzen lassen“, so Arvid Hesse, Geschäftsführer bei Trianel Wind und Solar. Sein Kollege Marius Lange hebt insbesondere die langjährige Erfahrung der Trianel bei der Planung und Realisierung von Erneuerbaren-Projekten hervor.

Trianel Wind und Solar wurde 2020 gegründet. Das Unternehmen gehört mehrheitlich 20 kommunalen Versorgern aus ganz Deutschland und investiert nach eigenen Angaben rund 500 Millionen Euro in Windkraft- und PV-Freiflächenanlagen. Die Projekte stammen teils aus eigener Entwicklung, teils werden sie am Markt zugekauft.

Wie Technikvorstand Hansjörg Roll darin bekannt gibt, habe Pavel die Entwicklung der MVV-Netzgesellschaft in den vergangenen Jahren geprägt. Unter seiner Leitung wurde die Organisation der MVV Netze GmbH neu ausgerichtet, zudem seien zahlreiche Infrastrukturprojekte erfolgreich umgesetzt worden − insbesondere in Mannheim (Baden-Württemberg). Einen besonderen Schwerpunkt bildete dabei laut Unternehmen die Transformation der Netzinfrastruktur im Zuge der Energiewende.

Pavel habe unter anderem die Digitalisierung und den Ausbau der Strom- und Wärmenetze sowie Maßnahmen zur Umgestaltung der Wärmeinfrastruktur vorangetrieben. Diese Aktivitäten seien essenziell für eine zukunftsfähige Energieversorgung gewesen, heißt es aus dem Konzernumfeld.

Die Aufgaben Pavels innerhalb der Geschäftsführung wird übergangsweise Volker Glätzer übernehmen, wie MVV mitteilt. Angaben zu einer möglichen Nachbesetzung machte das Unternehmen zunächst nicht.

Die MVV Netze GmbH ist eine Tochtergesellschaft der MVV Energie AG mit Sitz in Mannheim. Sie verantwortet die Verteilnetze für Strom, Gas, Wasser und Fernwärme im Versorgungsgebiet des Konzerns in Teilen von Baden-Württemberg, Rheinland-Pfalz und Hessen.

Stern ist seit September 2021 Generaldirektor der OMV. Dem Vorstand gehörte er seit April 2021 an und war für den damaligen Geschäftsbereich „Chemicals & Materials“ zuständig. Zuvor hatte er seit Juli 2018 den Chemiekonzern Borealis geleitet, der zu 75 Prozent der OMV gehört. Wie berichtet, will die OMV diesen Anteil in ein Gemeinschaftsunternehmen mit der Abu Dhabi National Oil Company (Adnoc) einbringen. Dieses soll unter der Bezeichnung „Borouge Group International“ (BGI) viertgrößter Polyolefin-Anbieter der Welt fungieren.
 
Unumstritten war Stern, dessen Vertrag im September 2024 verlängert wurde, in der OMV nie. Er folgte als Generaldirektor nach konzerninternen Auseinandersetzungen Rainer Seele, dem nicht zuletzt vorgeworfen wurde, für die Aufstockung des Anteils der OMV an der Borealis von 36 auf 75 Prozent mit rund 4 Milliarden Euro deutlich zu viel bezahlt zu haben – eine bis heute unbewiesene Anschuldigung. Ferner wurden Seele seine als allzu eng erachteten Beziehungen zum russischen Gaskonzern Gazprom zur Last gelegt.

Im Gerangel um die Nachfolge Seeles setzte sich Stern schließlich gegen seinen aus dem Ölgeschäft kommenden Vorstandskollegen Johann Pleininger durch. Anders als Stern hatte dieser sein gesamtes Berufsleben in der OMV verbracht. In der Folge forcierte Stern zulasten des traditionellen Öl- und Gasgeschäfts das Chemiegeschäft der OMV, das er oftmals als deren „Wachstumsmotor“ bezeichnete und als solchen in der Konzernstrategie verankerte. Als Sterns wohl wichtigstes diesbezügliches Projekt galt die Schaffung der BGI, ein Vorhaben, über das die OMV und die Adnoc seit Mitte Juli 2023 verhandelten. In diesem Zusammenhang wurde immer wieder von Meinungsverschiedenheiten zwischen Stern und seinem Nachfolger an der Spitze der Borealis, Thomas Gangl, der diese Mitte 2024 verließ, berichtet.

In energiewirtschaftlicher Hinsicht wird Stern als jener Mann in Erinnerung bleiben, unter dessen Führung die OMV ihre seit 1968 bestehenden Gaslieferverträge mit der Gazprom beendete. Am 11. Dezember 2024 kündigte sie mit sofortiger Wirkung den bis 2040 laufenden Take-or-Pay-Vertrag mit dem russischen Konzern.

Strom: Größtenteils fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Der Day-ahead zeigte sich dagegen mit der Aussicht auf eine deutlich höhere Erneuerbaren-Einspeisung schwächer. Im Base ging es für den Day-ahead um 20,00 auf 71,50 Euro/MWh abwärts, im Peak um 18,50 auf 39,25 Euro/MWh. Die Erneuerbaren-Einspeisung dürfte am Mittwoch deutlich höher ausfallen als noch am Dienstag, für Donnerstag und Freitag werden dann noch höhere Werte erwartet, bevor die Einspeisemenge ab Samstag wieder etwas darunter liegen soll. Das US-Wettermodell erwartet zunächst noch überdurchschnittliche Windstrommengen, die ab dem 26. Mai in den unterdurchschnittlichen Bereich fallen dürften. Die Temperaturen sollen der Prognose zufolge zwischen dem 21. und dem 24. Mai leicht im unterdurchschnittlichen Bereich liegen, anschließend erwarten die US-Meteorologen höhere Temperaturen zumeist über dem saisonalen Mittelwert.

Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr bis zum frühen Nachmittag 2,16 auf 89,64 Euro/MWh.

CO2: Die CO2-Preise haben am Dienstag wieder kräftig zugelegt. Der Dec 25 gewann bis 14.05 Uhr 2,05 auf 72,47 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 20,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 72,94 Euro, das Tief bei 69,73 Euro. Nach den deutlichen Verlusten hofften die internationalen Finanzmärkte auf eine weitere Entspannung angesichts der Handelsgespräche zwischen den USA und Indien und Japan.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 1,20 auf 36,30 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es um 1,40 auf 37,15 Euro nach oben. Die europäischen Gaspreise hätten sich wieder aufwärts bewegt, nachdem das Gespräch zwischen Donald Trump und Wladimir Putin am Vortag ohne einen entscheidenden Durchbruch geendet war, sagten Analysten. Unterdessen sprechen Marktbeobachter aber von neuen Sorgen um die Versorgungssicherheit. „In den vergangenen Wochen sind viele Lieferungen aufgrund einer geringeren Nachfrage statt nach Asien in Richtung Europa umgeleitet worden“, so ANZ Research. Nun könnte aber die Nachfrage im asiatischen Raum wieder anziehen, zum Beispiel in Thailand, Vietnam oder den Philippinen, berichten die Analysten.