Dem Gas- und Ölexplorationsunternehmen fehlt noch eine Befreiung nach Paragraf 67, Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes (BNatSchG). Die 1. Kammer des Verwaltungsgerichts erachtet dies, wie es in einer Mitteilung der Justizbehörde heißt, als „das Trägerverfahren für die weitere Prüfung der Eingriffsregelung“. Konkret geht es um den „Eingriff in Natur und Landschaft“, der sich aus der Trassenführung durch gesetzlich geschützte Biotope nach Paragraf 30 des BNatSchG – insbesondere den Biotoptyp „Steiniges Riff des Sublitorals“ und den „Lebensraumtyp 1170“ nach der Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie ( FFH-LRT „Riffe“) – ergebe.

Umweltschützer wollen rechtliche Mittel ausschöpfen

Das juristische Gezerre reicht zurück auf die wasserrechtliche Genehmigung des Seekabels durch den Niedersächsischen Landesbetrieb für Wasserwirtschaft, Küsten- und Naturschutz vom Oktober 2022. Gegner des Energiekonzerns ist die Deutsche Umwelthilfe. Die DUH erhob im Juli 2024 Klage, zudem reichte sie Rechtsbehelfe gegen zwei naturschutzrechtliche Befreiungen ein.

Die niedersächsische Landesbehörde hatte 2022 die „Wirksamkeit“ der Befreiungen von der „Vollziehbarkeit“ der wasserrechtlichen Genehmigung abhängig gemacht. Die 5. Kammer des Oldenburger Verwaltungsgerichts war aber 2024 zu der Auffassung gelangt, die Anforderungen der naturschutzrechtlichen Eingriffsregelung, die im Rahmen des wasserrechtlichen Verfahrens zu prüfen sei, würden nicht eingehalten. One-Dyas hatte daraufhin eine „Änderungsgenehmigung“ beantragt.

Ein Gericht, zwei Kammern, unterschiedliche Sichtweisen

Die Wasserwirtschaftsbehörde erteilte im März 2025 diese Genehmigung, erklärte sie allerdings „nicht für sofort vollziehbar“. Begründung: Der gerichtliche Beschluss der 5. Verwaltungskammer stehe dem entgegen. Die inzwischen zuständige 1. Kammer hat nun den Beschluss der 5 Kammer geändert und die sofortige Vollziehung der Änderungsgenehmigung vom März angeordnet. Und dabei, wie es die DUH formuliert, die naturschutzfachliche Befreiung „ausgeklammert“.

„Wir werden weiter alle rechtlichen Mittel ausschöpfen, um den Bau des Seekabels zu verhindern“, betont der Bundesgeschäftsführer der DUH, Sascha Müller-Kraenner, in einer Pressemitteilung. Der Bau des Kabels sei weiterhin nicht möglich, kommentiert er die Gerichtsentscheidung.

Unterstützung erhält die Organisation von der Stadt. „Noch ist es Zeit, die Schaffung unumkehrbarer Fakten durch One-Dyas zu verhindern“, wird Borkums Bürgermeister, Jürgen Akkermann, zitiert.

Gasgeschäft mit weniger Treibhausgas-Emissionen

One-Dyas will über das Seekabel Strom für seine rund 20 Kilometer vor Borkum installierte Erdgasförderplattform N05-A beziehen. Der Strom soll vom Windpark Riffgat kommen, das Kabel eine Länge von acht Kilometern haben. Eigentümer des Windparks, der seit 2014 in Betrieb ist, ist das Oldenburger Energieunternehmen EWE.

Jörg Buddenberg, Berater des Vorstandes und Leiter des Center Offshore der EWE-Aktiengesellschaft, wies bei einer Veranstaltung der Organisation „Forum für Zukunftsenergien“ auf den Klimaschutz durch den Grünstrom hin. Durch diese Art der Elektrifizierung der N05-A-Plattform, die EWE und One-Dyas mit einem Power Purchase Agreement realisieren werden, würden zusätzliche 85 Prozent weniger Treibhausgas emittiert, erklärte er laut Pressemitteilung der Veranstalter.

Der Chef von One-Dyas, Chris de Ruyter van Steveninck, prognostizierte bei dieser Veranstaltung, dass Europa, aber vor allem Deutschland und die Niederlande noch etwa zwei Dekaden benötigen, um sich von den Fossilen zu emanzipieren. Das potenzielle Fördervolumen bezifferte er laut Mitteilung auf 50 bis 60 Milliarden Kubikmeter Gas, die zu gleichen Teilen nach Deutschland und die Niederlande geliefert werden sollen.

Bereits am 23. Mai hatte der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) gemeinsam mit weiteren Branchenverbänden angeregt, eine europäische Initiative zur Wasserstoffpolitik ins Leben zu rufen (wir berichteten). Der aktuelle Vorstoß knüpft zudem an eine gemeinsame Erklärung vom 25. März an. In dieser hatten die Verbände an die Bundesregierung appelliert, die im Koalitionsvertrag angekündigte europäische Wasserstoffinitiative zügig umzusetzen. Eine institutionalisierte „Wasserstoffallianz“ existiert bislang nicht – sie ist das politische Ziel der Unterzeichner der Erklärung.

Die aktuelle Veröffentlichung verweist auf das 75-jährige Jubiläum der Schuman-Erklärung und stellt den Appell damit in den historischen Kontext der europäischen Integration. Der Aufbau einer strategisch angelegten Wasserstoffwirtschaft könne ein neues Kapitel europäischer Zusammenarbeit einläuten, so die Verbände. Zum Hintergrund: 1950 hatte Frankreichs Außenminister Robert Schuman eine gemeinsame Verwaltung von Kohle und Stahl auf Europa-Ebene vorgeschlagen. Daraus entwickelte sich die europäische Gemeinschaft. Nun soll Wasserstoff eine ähnliche Rolle für die Energiepolitik spielen.

Einheitliche Regeln und Infrastruktur gefordert

Inhaltlich fordern die Verbände einen einfachen und technologieoffenen Regulierungsrahmen für die Wasserstoffwirtschaft auf EU-Ebene. Bestehende Vorgaben zur Stromherkunft, zu Importkriterien sowie zur Bewertung der Treibhausgasbilanz von Wasserstoff seien aus Sicht der Branche hinderlich und müssten überarbeitet werden. Zusätzlich brauche es einheitliche Zertifizierungsstandards für Herkunft und Qualität sowie einen beschleunigten Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur – sowohl im Netzbereich als auch bei den Importkapazitäten.

Die Verbände betonen einmal mehr, dass das Zielbild einer erneuerbaren Wasserstoffwirtschaft nur mit einem koordinierten Hochlauf von erneuerbaren und kohlenstoffarmen Molekülen erreichbar sei. Neben dem Klimanutzen stünde auch die geopolitische Komponente im Fokus: Ein europäischer Wasserstoffmarkt könne Versorgungssicherheit und Resilienz steigern sowie die internationale Wettbewerbsfähigkeit Europas sichern.

Deutschland und Frankreich, so der gemeinsame Appell, trügen als größte Volkswirtschaften der EU eine besondere Verantwortung. Eine enge Partnerschaft in der Wasserstoffpolitik könne wichtige Impulse für die europäische Energietransformation geben. Die Bundesregierung müsse, wie im Koalitionsvertrag vereinbart, eine aktive Rolle bei der Initiierung einer solchen europäischen Allianz übernehmen – idealerweise gemeinsam mit Frankreich.

Zu den unterzeichnenden Organisationen des Appells gehören neben dem BDEW auch der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW), der Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV), der Technikverband „figawa“ sowie die Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB Gas). Weitere Unterstützer sind unter anderem Hydrogen Europe, die Wirtschaftsvereinigung Stahl (WV Stahl), der Wirtschaftsverband Fuels und Energie (En2X), der Verband der Chemischen Industrie (VCI), der Verband der Automobilindustrie (VDA), der Verband Deutscher Maschinen- und Anlagenbau (VDMA), der Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) und der Verband kommunaler Unternehmen (VKU).

Die von der Bundesnetzagentur angestoßene Diskussion über eine Reform der Netzentgelte begrüßte Meyer, da sie den Strom dank der Energiewende günstiger machen könne. „Die aktuellen Regeln stammen vielfach noch aus Zeiten, in denen konventionelle Großkraftwerke unsere Stromversorgung dominiert haben“, sagte der Minister. Wenn man die Systematik aber auf ein erneuerbares Stromsystem ausrichte, könnten die Kostenvorteile der Erneuerbaren stärker bei Unternehmen und Verbrauchern ankommen. 

Meyer für regional unterschiedliche Netzentgelte 

Auch für eine Einspeisegebühr, die Stromproduzenten entrichten müssen, ist Meyer prinzipiell offen. „Völlig falsch wäre jedoch, hier bei den Erneuerbaren zu starten, wo aktuell unklar ist, wie die Vergütung ab 2027 erfolgen wird“, sagte er. „Ein solches Instrument sollte vielmehr im Bereich der konventionellen Kraftwerke erprobt und in den Gesamtkontext des künftigen Strommarktdesigns eingepasst werden.“ Damit könne man zu einer gerechteren Verteilung der Netzkosten beitragen. 

Die Netzentgelte sollten zudem regional differenziert werden, forderte der Grünen-Politiker. „Das gilt insbesondere dann, wenn die Bundesregierung weiterhin unbeirrt an einer einheitlichen Strompreiszone festhalten will.“ 

Mit unterschiedlichen Zonen für die Netzentgelte könne man genau dort Anreize für den Umstieg auf Wärmepumpen und Elektroautos setzen, wo der Anteil der Erneuerbaren besonders hoch ist, sagte Meyer. Netzentgeltzonen könnten somit den Klimaschutz voranbringen und Engpässe im Netz entlasten.

Die Landesenergiereferenten - sie können auch als Landesräte titeln - sind die für Energiepolitik zuständigen Mitglieder der Regierungen der neun österreichischen Bundesländer. Auf Nachfrage der Redaktion erläuterte Zehetner, vorgesehen sei, das ElWG jedenfalls noch vor dem Sommer in die parlamentarische Begutachtung zu bringen: „Bezüglich eines Beschlusses möchte ich mich aber nicht festlegen.“ Zehetner bestätigte den bereits bekannten Plan der Regierung, auch das Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungs-Gesetz (EABG) und das Erneuerbares-Gas-Gesetz (EGG) zügig im Parlament einzubringen. Den Beschluss dieser Normen strebt sie jedoch erst für Herbst an.

Wie mehrfach berichtet, hatte die Regierung geplant, alle drei Gesetze vor der Sommerpause des Parlaments beschließen zu lassen. Dessen letzte Sitzung vor den Parlamentsferien ist für den 9. bis 11. Juli anberaumt.

Die Regierung braucht Oppositionsstimmen

Der Beschluss der Gesetze bedarf einer Zweidrittelmehrheit. Aus diesem Grund benötigt die Regierung aus der ÖVP, den Sozialdemokraten (SPÖ) und den Liberalen (Neos) die Zustimmung der rechtsgerichteten Freiheitlichen Partei Österreichs (FPÖ) oder der Grünen, des ehemaligen Koalitionspartners der ÖVP. Zehetner rechtfertigte das Vorgehen damit, dass hinsichtlich der drei Gesetze Tempo ebenso gefragt sei wie Substanz, nicht zuletzt, um die Zweidrittelmehrheit zustande zu bringen. Ein wesentliches Ziel bestehe darin, „leistbare Energie“ für die Wirtschaft und die Bevölkerung bereitzustellen. Ein weiteres Ziel sei, den Energieunternehmen und ihren Zulieferern sowie den Kunden Planungssicherheit zu bieten.

Von der Redaktion auf die massive Kritik des Dachverbands Erneuerbare Energie Österreich (EEÖ) an der Säumigkeit der Bundesländer bei der Umsetzung der Erneuerbaren-Richtlinie der EU (RED III) angesprochen, beschied der Wiener Landesenergiereferent Jürgen Czernohorszky (SPÖ): „Ich als Gastgeber kann nicht für alle meine Kollegen sprechen.“ Wien sehe sich jedenfalls als Vorreiter bei der Energiewende und bemühe sich, diese voranzubringen. Und im Wesentlichen seien sich die Bundesländer hinsichtlich der Notwendigkeit der Energiewende ja einig.

In manchen Fragen gehen die Auffassungen allerdings erheblich auseinander, bestätigte die Energiereferentin des Burgenlands, Anja Haider-Wallner (Grüne). So habe es bei der Tagung keine Einigung hinsichtlich der Finanzierung des Stromnetz-Ausbaus gegeben. Im Burgenland, das stark auf die Errichtung von Windparks und Solarkraftwerken setzt, müssten auch die Netze entsprechend ertüchtigt und erweitert werden. Die Kosten dafür habe die regionale Bevölkerung zu tragen - dies sei „unfair“, weil letztlich ganz Österreich vom aus dessen Sicht überproportional großen Beitrag des Burgenlands zur Energiewende profitiere. Haider-Wallner forderte daher die Etablierung eines österreichweiten Infrastrukturfonds. Für einen solchen hatten sich schon vor der Tagung Vertreter des Bundeslands Oberösterreich ausgesprochen. Andere Bundesländer lehnen einen solchen Fonds und damit die Sozialisierung der Netzausbaukosten über ganz Österreich hinweg vehement ab. Sie argumentieren, dass damit ihre jeweilige Bevölkerung belastet würde.

Vage Aussagen zu EU-Verbot für „Russengas“

Ein weiteres Thema bei der Tagung der Energiereferenten war die EU-Vorgabe, nationale Pläne für einen eventuellen Rückbau der Gasnetze zu erarbeiten. Der Wiener Landesenergiereferent Czernohorszky berichtete, der Bund und die Länder hätten sich diesbezüglich auf die Ausarbeitung einer gemeinsamen Strategie verständigt. Zum Zeitplan sowie möglichen Inhalten äußerte sich der Landespolitiker trotz mehrfacher Nachfrage nicht.

Zu dem Plan der EU-Kommission, Gasimporte aus Russland mit Jahresende 2027 vollständig zu verbieten, teilte Staatssekretärin Zehetner der Redaktion mit, Österreich werde die Auswirkungen des endgültigen Vorschlags sehr genau prüfen. Keinesfalls dürfe der Verzicht auf russisches Gas zu Mehrkosten für die österreichische Wirtschaft und die Bevölkerung führen. Ob Österreich gegen einen allfälligen Beschluss für einen Importstopp sein Veto einlegen wird, ist laut Zehetner offen. Bekanntlich hatte der slowakische Premierminister Robert Fico einen solchen Schritt in Aussicht gestellt.

„Wir ziehen das jetzt durch“

Druck, mit dem Versorger und IT-Unternehmen unterschiedlich gut zurechtkommen. „Wir ziehen das jetzt durch, wir sind fleißig beim Updaten und stellen uns darauf ein, Wochenendbereitschaft zu machen“, sagt Thomas Elbe. Elbe arbeitet für den IT-Dienstleister Kraftwerk in Halle und ist Vorstandsmitglied im Edna Bundesverband Energiemarkt und Kommunikation. Der Verband hat Anfang des Jahres eine Projektgruppe ins Leben gerufen, in der sich Software-Unternehmen austauschen, um einen möglichst reibungslosen Start des LFW24 hinzubekommen. Mit dabei bei in der Projektgruppe sind laut Edna alle namhaften einschlägigen Software-Anbieter – außer dem Branchenriesen SAP. 53 Unternehmen sind es insgesamt, darunter eine Reihe Stadtwerke, plus eine Einkaufsgenossenschaft kleinerer Energieversorgungsunternehmen.

Anfang Mai startete Thomas Elbe eine Online-Umfrage in der Projektgruppe, von 70 angeschriebenen Personen haben 14 geantwortet. So wenig repräsentativ das Ergebnis ist, so aufschlussreich scheint das Gesamtbild, das die Antworten zeichnen. Danach dürfte die sogenannte Marktlokations-Identifikation in den meisten Fällen zum Stichtag funktionieren. Zehn Umfrageteilnehmer antworteten mit Ja, 4 mit Nein. Jeweils ausgeglichen fielen die Ja- und Nein-Antworten bei der Frage nach der Umsetzung der neuen EBDs für die Prozessabläufe und die Frage nach den Prozessen zur Umstellung von asynchronen zur synchronen Strombilanzierung (MaBiS) aus.

Nach der Prozessabbildung für Änderungsmeldungen (UTILMD) zwischen den Marktpartnern gefragt, winkten die meisten ab. Zehn klickten Nein an, vier Ja. Vierzehn Mal bejaht wurde die Frage, ob es zum 6. Juni Punkte zur Umsetzung geben wird.

Obgleich offenbar noch einiges zu tun ist, spricht sich Elbe gegen eine weitere Verschiebung aus. „Wo soll es hinführen, wenn wir verlängern“, gibt er zu bedenken. Besser wäre es aus seiner Sicht, wenn die Bundesnetzagentur Zyklen für solche Änderungen ins Auge fassen würde. Sinnvoll wäre, im Frühjahr neue Software aufzusetzen und in einem zweiten Schritt dann bis Herbst Schwachstellen zu beseitigen. Kritik, was den LFW24 angeht, übt er am BDEW. Ein großes Problem sei gewesen, dass man anfangs lange keine Informationen vom Verband bekommen habe, sagt Elbe.

SAP-Anwendergruppe zeichnet düsteres Bild

Im Vergleich dazu düster stellt sich das Bild dar, das eine Umfrage der deutschsprachigen SAP-Anwendergruppe (DSAG) ergibt. 42 Unternehmen haben sich daran beteiligt, die laut einer Mitteilung der DSAG zusammen 26.311.543 Marktlokationen abdecken. Auf die Frage, ob die Vorgaben der Bundesnetzagentur fristgerecht umgesetzt werden können, antworteten 76 Prozent, dass dies nur mit Einschränkungen möglich sei. Knapp 17 Prozent bejahten und 7 Prozent verneinten die Fristwahrung. „Damit rechnen mehr als 83 Prozent der Befragten mit Problemen oder Einschränkungen – ein klares Warnsignal für die Branche und den Gesetzgeber“, betont die DSAG.

„Probleme erwarten die Unternehmen bei den Prozessen zum Lieferbeginn und zur Stammdatenpflege, aber auch bei der Marktlokationsidentifikation insbesondere an der Schnittstelle zwischen den Cloud-Lösungen, die die MaLo-Identifikation sicherstellen und den On-Premises-SAP-Systemen“, heißt es weiter. Und besonders werde aber von den Unternehmen auf Korrekturprozesse bei Fehlern mit hoher Komplexität verwiesen.

„Gas wird auf absehbare Zeit für unsere Energieversorgung von großer Bedeutung bleiben“, sagte Katherina Reiche (CDU) anlässlich der Inbetriebnahme. „Die Eröffnung des zweiten LNG-Terminals in Wilhelmshaven ist daher ein wichtiger Schritt, hin zu mehr Versorgungssicherheit, Diversifizierung der Energiequellen und Resilienz unseres Landes. Es ist ein großer Erfolg, dass das Terminal jetzt ans Netz gehen kann“, so die Bundesenergieministerin.

Wie auch das LNG-Terminal Wilhelmshaven I sowie das Terminal in Brunsbüttel wird das LNG-Terminal Wilhelmshaven II von der bundeseigenen Deutsche Energy Terminal GmbH (DET) betrieben. Einschließlich Planung und Genehmigung dauerte es rund zweieinhalb Jahre, bis es ans Netz gebracht werden konnte – nach Angaben der DET „nur etwa die Hälfte jener Zeit, die vergleichbare LNG- Großprojekte durchschnittlich in Anspruch nehmen“.

Projektpartner beim Bau des Terminals waren Engie Deutschland GmbH und Tree Energy Solutions B.V. (TES). Unterstützt wurden DET und die Projektpartner beim Bau von der Gasfin Group, die künftig das Terminal-Management vor Ort übernimmt. Ans Fernleitungsnetz angebunden wird das Terminal über die Pipeline „WAL II“ der Open Grid Europe.

Noch offen ist indes, wann das vierte Terminal der DET am Standort Stade in Betrieb gehen kann. Ein Rechtsstreit verzögert hier den Start. Ebenfalls unklar ist, wie es am Standort Mukran weitergeht: Deutschlands bislang einziger privater LNG-Terminalbetreiber, die Deutsche Regas, betreibt hier eine FSRU. Den Chartervertrag für eine zweite Einheit hatte die Deutsche Regas im Februar unter Verweis auf angeblich unfaire Wettbewerbsbedingungen gekündigt, im April aber verlautbart, bis 2027 wieder eine weitere FSRU in Betrieb nehmen zu wollen (wir berichteten jeweils).

Angesichts der teilweise geringen Auslastung der bereits bestehenden Terminals und der Ausbaupläne wird immer wieder Kritik an einer potenziellen Schaffung von Überkapazitäten laut. Sprecher des Wirtschaftsministeriums verwiesen in der Reaktion darauf auf den Versorgungsauftrag des Ministeriums, der dazu verpflichte, Kapazitäten auch für Krisenzeiten aufzubauen.

 
Die Energiekosten für Privathaushalte in Deutschland sind 2025 immer noch höher als vor dem Beginn des Krieges in der Ukraine: Laut dem Online-Verbraucherportal Verivox lag der Energiekostenindex im April 2025 bei 146. Im April des Vorkriegsjahres 2021 betrug dieser 97. Basis ist der Januar 2015. Berücksichtigt werden die Kosten für Heizung, Elektrizität und Mobilität.

Koordiniert wurde das Projekt vom Helmholtz-Zentrum Dresden-Rossendorf − kurz HZDR. Dabei handelt es sich um eine Forschungseinrichtung in Sachsen, die sich unter anderem mit Fluiddynamik und Energietechnologien befasst. Beteiligt waren auch die Universität Twente (Niederlande) und die Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen.

Tröpfchen im Gas machen Strömungen sichtbar

Die Untersuchung zeigt, dass sich in den Gasblasen während der Elektrolyse winzige Tröpfchen der Elektrolytflüssigkeit befinden können – etwa aus Kalilauge, die häufig zum Einsatz kommt. Diese Tröpfchen wirbeln mit dem Wasserstoff durch die Blase und ermöglichen neue Einsichten in die Strömungsverhältnisse im Inneren.

„Wir konnten bisher nicht erkennen, wie sich das Gas in der Blase selbst bewegt. Erst die Tröpfchen machen diese Strömungen sichtbar“, lässt sich Gerd Mutschke in einer Mitteilung des HZDR zitieren. Möglich wurde das durch eine Kombination aus Licht- und Laserverfahren, bei denen die Tröpfchen als optische Marker dienen. Eine Kamera dokumentierte ihre Verteilung und Bewegung, ein Laser tastete zusätzlich die Strömungsrichtung ab.

Der erste Hinweis auf die Tröpfchenstruktur stammt aus Experimenten unter Schwerelosigkeit. Aleksandr Bashkatov, damals Doktorand am HZDR und später Postdoktorand an der Universität Twente, entdeckte die Tröpfchen während eines Parabelflugs, bei dem er Experimente zur Wasserstoffblasenbildung durchführte. Aufbauend auf seinen Beobachtungen führte das Team weitere Tests unter Normalbedingungen sowie Computersimulationen durch, um die Mechanismen genauer zu untersuchen.

Flüssigkeit gelangt durch Mikrojets in die Blase

Während ihrer Tests beobachteten die Forscher, wie viele kleine Mikroblasen an der Elektrode zu einer größeren Blase verschmelzen. Dabei habe die Oberfläche Energie freigesetzt, die sich in Bewegung umwandelte. Diese Bewegung reiche aus, um die Trennschicht zwischen Gas und Flüssigkeit so stark zu verformen, dass ein feiner Flüssigkeitsstrahl – die Forscher sprechen von einem sogenannten „Mikrojet“ – in die Blase eindringt. Dort zerfällt der Flüssigkeitsstrahl in winzige Tröpfchen, die sich in der Strömung verteilen. 

„Wir haben ein grandioses Grundlagenphänomen gefunden, dessen genaue Auswirkungen auf die Technologie wir zwar heute noch nicht quantifizieren können“, erklärt Prof. Kerstin Eckert, Direktorin des HZDR-Instituts für Fluiddynamik und Koordinatorin des Projekts. Klar sei aber, dass die Dynamik der Gasblasen bei allen Elektrolyseur-Typen eine wichtige Rolle spiele. „Es gibt also viel zu tun“, so Eckert. Die Ergebnisse könnten weitreichende Folgen für das Design von Elektrolyseuren haben.

Bedeutung für Elektrolyseur-Designs

Bisher galt die Gasblasenbildung vor allem als mechanisches Problem, das den Kontakt zwischen Elektrode und Elektrolyt unterbricht. Die neue Studie zeigt, dass auch der Transport von Flüssigkeit ins Blaseninnere eine Rolle spielen kann.

Elektrolyseure gelten als Schlüsseltechnologie für die Energiewende, insbesondere zur Produktion von grünem Wasserstoff. Doch derzeit benötigen sie noch große Mengen Strom, um Wasser effizient in Wasserstoff und Sauerstoff zu spalten. Jeder Ansatz, der helfe, den Wirkungsgrad zu verbessern, sei daher von großem technischen Interesse, so die Forscher.

Der Artikel „Electrolyte droplet spraying in H2 bubbles during water electrolysis under normal and microgravity conditions“ ist im Fachmagazin Nature Communications erschienen und im Internet abrufbar.

Mit 150 Gästen feierte die Gemeinde Grünwald und das Unternehmen Erdwärme Grünwald den Beginn der Bohrarbeiten am 24. Mai mit der „Meißelweihe“. Die Bedeutung dieser Zeremonie unterstrich Grünwalds Erster Bürgermeister Jan Neusiedl: „Der Bohrmeißel, den wir heute weihen, und die große Baustelle, die wir hier erleben, tragen dazu bei, dass unsere Gemeinde ihre Wärmeversorgung künftig komplett aus nachhaltiger, CO2-freier Geothermie beziehen kann.“ Gesegnet wurde der Meißel vom katholischen Pfarrer Albert Zott und dem evangelischen Geistlichen Christian Stalter.

Investitionssumme in Höhe von 150 Millionen Euro

Die Bohrung soll abschnittsweise mit unterschiedlichen Bohrmeißeln erfolgen, die auf das jeweilige Gestein abgestimmt sind. Hauptsächlich kommen sogenannte Rollenmeißel zum Einsatz, bei denen gezähnte Kegelräder das Gestein beim Drehen zerschneiden. Je nach geologischen Gegebenheiten, können ergänzend PDC-Meißel (polycristalline diamond cutter) oder Diamantmeißel eingesetzt werden.

Die Erdwärme Grünwald GmbH erweitert damit die bestehende Geothermieanlage Laufzorn. Die am Standort seit dem Jahr 2013 laufende Anlage wird den langfristigen Bedarf nicht mehr alleine decken können, teilte das Unternehmen im vergangenen Jahr mit (wir berichteten). Deshalb investiert die Gemeinde in die jetzt gestartete zweite Tiefenbohrung. Die Investitionssumme für die Erweiterung beziffert die Erdwärme Grünwald auf weitere 150 Millionen Euro. Davon sollen 61 Millionen Euro über das Förderprogramm für effiziente Wärmenetze (BEW) gefördert werden.

Das Geothermie-Projekt Laufzorn II soll bis zum Winter 2027/28 fertiggestellt werden. Nach dem Abschluss der letzten Bohrung und dem Abbau der Bohranlage kann voraussichtlich 2026 mit dem Bau des Heizwerks begonnen werden, teilte Erdwärme Grünwald weiter mit.

Die Erweiterung ist aufgrund der steigenden Nachfrage nötig, so das Geothermieunternehmen. Im Jahr 2022 war der Anschluss von 100 Haushalten geplant, tatsächlich wurden 423 neue Verträge abgeschlossen. Im Jahr 2023 schloss das Unternehmen nach eigenen Anagben weitere 170 Haushalte neu an. Im vergangenen Jahr waren es rund 150 neu gebaute Anschlüsse. Damit sind etwa 3.770 Grünwalder Wohn- und Gewerbeeinheiten an die Fernwärme durch Erdwärme abgeschlossen – vom Einfamilienhaus über gemeindliche Liegenschaften wie Schulen, Kindergärten und den Freizeitpark bis hin zu Großkunden wie zum Beispiel Bavaria Film, KGAL oder die Schlosspassage.

Bestehende Anlage läuft seit 2013

Das bestehende Geothermiekraftwerk Laufzorn I mit 40 MW ist wärmegeführt und ging 2013 in Betrieb. Die ORC (Organic-Rankine-Cycle)-Anlage produziert nachrangig Strom, um die Quelle optimal auszulasten. Die energetischen Anlagen umfassen bislang eine Produktions- und eine Injektionsbohrung, jeweils rund 4.000 Meter lang, die Tiefenpumpe in rund 780 Meter Tiefe, mit Reserve- und Spitzenlast-Ölkesseln. Eine Power-to-Heat-Anlage nimmt seit Ende 2017 überschüssigen Strom aus dem Netz und trägt dadurch zu dessen Stabilität bei. In der Leitwarte in Laufzorn wird das Geothermie-Heizwerk in der östlichen Nachbargemeinde Unterhaching mitüberwacht.

Seit dem Jahr 2013 existiert eine 5 Kilometer lange Fernwärme-Leitung zwischen dem Kraftwerk in Laufzorn und dem Geothermie-Heizwerk in Unterhaching. Im Jahr 2018 übernahm die Erdwärme Grünwald die benachbarte Geothermie Unterhaching Produktionsgesellschaft schließlich zu 95 Prozent. Parallel wurde damals entschieden, das Kalina-Stromkraftwerk in Unterhaching endgültig abzuschalten.

Wie aus einer Mitteilung des Amtsgerichts Charlottenburg hervorgeht, hat der Bundesverband E-Mobilität (BEM e.V.), vertreten durch die Vorstände Markus Emmert und Christian Heep, einen Antrag auf Eröffnung eines Insolvenzverfahrens gestellt. Zum vorläufigen Insolvenzverwalter hat das Gericht am 22. Mai 2025 den Rechtsanwalt Joachim Voigt-Salus bestellt.

Demnach darf der Verband nur noch mit Zustimmung des Insolvenzverwalters über sein Vermögen verfügen. Der vorläufige Insolvenzverwalters habe die Aufgabe, das Vermögen des Schuldners zu sichern und zu erhalten. Außerdem müsse er prüfen, ob das Vermögen des Verbands die Kosten des Verfahrens decken wird.

Mit dem Insolvenzantrag sorgt der Verband wieder für negative Schlagzeilen. Vor einem Jahr hatte er seinem damaligen Vorstandsmitglied, Kurt Sigl, nach einer außerordentlichen Mitgliederversammlung den Stuhl vor die Tür gesetzt.

Vorstandsmitglied von außerordentlicher Mitgliederversammlung abberufen

Damals wollte sich niemand der Beteiligten zu den Gründen äußern. Lediglich Sigl sagte zur Redaktion auf Anfrage, er hätte sich eine „elegantere Art“ für sein Ausscheiden gewünscht. Bereits zuvor wurde in der Öffentlichkeit immer wieder über eine Führungskrise spekuliert.

Am 1. März 2024 war die knappe Mitteilung, der Bundeverband E-Mobilität habe in einer außerordentlichen Mitgliederversammlung in Berlin beschlossen, das bisherige Vorstandsmitglied Kurt Sigl abzuberufen, erfolgt. „Die Verbandsführung wird weiterhin durch die Vorstände Christian Heep und Markus Emmert ausgeübt“, hieß es damals. Heep und Emmert kündigten an, die Verbandsstrukturen weiterzuentwickeln und den politischen Stellenwert des Verbands, „als führendem deutschen Branchenverband“, weiter erhöhen zu wollen.

Am 16. Oktober 2024 fand dann die ordentliche Mitgliederversammlung des BEM im hessischen Hanau statt. Die Veranstaltung habe sich durch „einen konstruktiven Austausch und intensive Dialoge“ ausgezeichnet, heißt es in einer offiziellen Mitteilung des Verbands. Es war auch von einem Feedback von Mitgliedern die Rede, die zunächst über einen Austritt nachgedacht hätten, angesichts der „konstruktiven Versammlung“ aber dann doch bleiben wollten. Solche Äußerungen hätten gezeigt, „dass der eingeschlagene Weg breite Zustimmung findet“, hieß es weiter. Einen Hinweis darauf, dass die beiden Vorstände Christian Heep und Markus Emmert von der Mitgliederversammlung in ihrem Amt bestätigt wurden, gibt es allerdings nicht.

Die einzige öffentlich zugängliche Darstellung der finanziellen Situation des BEM findet sich im Lobbyregister des Deutschen Bundestages. Dort ist ein Jahresabschluss/Rechenschaftsbericht für das Jahr 2023 hinterlegt. Dieser weist ein negatives Betriebsergebnis von 15.140,39 Euro aus, wobei dem betrieblichen Rohertrag von 586.184,64 Euro die Gesamtkosten von 601.325,03 Euro gegenüberstehen. Bei Berücksichtigung weiterer Positionen ergibt sich ein Jahresfehlbetrag für 2023 von 13.234,01 Euro.

Über die aktuelle finanzielle Situation des Verbands wird gegebenenfalls ein Insolvenzverfahren Aufschluss geben.

Der Gemeinderat von Neckarwestheim hat in seiner jüngsten Sitzung einem sogenannten Aufstellungsbeschluss zugestimmt. Damit ist der Weg frei für einen entsprechenden Bebauungsplan und andere konkretere Schritte. Generell steht man vor Ort dem Vorhaben positiv gegenüber, von einem Pilotprojekt mit großer Bedeutung für die Kommune ist die Rede und von einer „Chance für die Gemeinde“, wie Bürgermeister Jochen Winkler (parteilos) gegenüber dem Südwestrundfunk erklärte.

Netzanschluss als Hauptattraktion

Für Netze BW wiederum macht die bereits vorhandene Infrastruktur den 25-Hektar-Standort zur perfekten Lösung: leistungsfähige Stromanschlüsse und belastbare Sicherheitsstrukturen werden hier angeführt. Vor allem Ersteres ist – zumindest im für das Projekt erforderlichem Umfang – in Süddeutschland nur noch schwer zu finden. Die benötigte Energie soll aus grünen Quellen kommen und die Abwärme der Anlage ins Nahwärmenetz der 2.300-Einwohner-Gemeinde eingespeist sowie für landwirtschaftliche Zwecke genutzt werden. Erste Voruntersuchungen hätten jedenfalls, so fasst man bei Netze BW zusammen, positive Signale für die Weiterplanung ergeben. Auch ein Umweltgutachten sei angestoßen worden. 

Interessant dürfte das Projekt nicht nur mit Blick auf die Nachbarstadt Heilbronn sein, wo der „Innovationspark Künstliche Intelligenz (Ipai)“ ansässig ist. In Tübingen gibt es das Cyber Valley und in Stuttgart das Hochleistungsrechenzentrum HLRS. Zu den Investitionskosten wollte man bei Netze BW auf E&M-Anfrage nichts sagen. Ein Sprecher verwies zur Begründung darauf, dass man sich noch in einer „sehr frühen Planungsphase“ befinde. 

Batteriespeicher an anderen Atomstandorten

Für andere Standorte von abgeschalteten Reaktoren gibt es ebenfalls alternative Nutzungsformen. Ausschlaggebend auch hier die vorhandene Netzinfrastruktur. Beim Kernkraftwerks Isar bei Landshut wollen die Bayernwerk Natur GmbH und Preussen Elektra einen Speicher mit zunächst 50 MW und einer Kapazität von 100 MWh errichten. Noch größer will der Energiedienstleister Westfalen-Weser ins Thema einsteigen: In der Nähe des Atommeilers Würgassen in Nordrhein-Westfalen ist eine 120-MW-Batterie mit einer Kapazität von 280 MWh geplant. Und vom größten Speicherprojekt Europas ist gar die Rede beim Kernkraftwerksstandort Brokdorf (Schleswig-Holstein): Hier plant Preussen Elektra eine Anlage mit bis zu 800 MW und 1.600 MWh. 

Zum 1. Mai 2025 hat Tamer Turna die Leitung des neu geschaffenen Geschäftsbereichs Data Center Solutions bei 2G Energy übernommen. Mit über 37 Jahren internationaler Erfahrung in der Energiewirtschaft bringt Turna laut 2G technisches, kaufmännisches und strategisches Know-how mit in das Unternehmen. Er arbeitete unter anderem bei MVV und im Eon-Konzern. In den vergangenen Jahren lag sein Fokus insbesondere auf nachhaltigen Energielösungen für Rechenzentren.

2G Energy bietet für die Energieversorgung von Rechenzentren künftig zwei flexible Containerkonzepte an. Die stapelbare Lösung auf Basis des Moduls „avus 1000plus“ ermöglicht laut dem Hersteller mit einer Leistung von 1.035 kW elektrischer Leistung pro Container eine kompakte Bauweise, bei der Container vertikal gestapelt werden können – so lassen sich etwa auf nur 55 Metern Länge und 14 Metern Breite bis zu 45 MW elektrische Leistung realisieren.

Alternativ steht die Standard-Containerlösung mit dem Modul „avus 2000“ zur Verfügung, die pro Container etwa 2.500 kW elektrische Leistung liefert. Hierbei werden die Container nebeneinander aufgestellt, was besonders für größere Flächen und höhere Leistungseinheiten geeignet ist – beispielhaft können auf einer Fläche von 45 mal 45 Metern rund 50 MW realisiert werden. Weitere Baugrößen und kundenspezifische Lösungen seien auf Anfrage verfügbar.

„Der Bedarf an ausfallsicherer, effizienter und nachhaltiger Energieversorgung in Rechenzentren nimmt rasant zu“, sagt Pablo Hofelich, CSO der 2G Energy AG. „Mit unserer technischen Expertise, skalierbaren Lösungen und nun auch einer spezialisierten Organisationseinheit sind wir optimal aufgestellt, um diesem Bedarf gerecht zu werden.“ 2G Energy habe bereits erfolgreich Projekte im Data-Center-Umfeld realisiert. Nun reagiere das Unternehmen auf die steigende Nachfrage. Neben dem neuen Geschäftsbereich werden auch Montageflächen am Standort Heek erweitert.

Die neue Schellladeinfrastruktur richtet sich, wie es weiter heißt, an Besucher sowie an Mietparteien der jeweiligen Immobilienobjekte. Ziel sei es, Elektromobilität stärker mit alltäglichen Wegen wie Arztbesuchen oder Lebensmitteleinkäufen zu verknüpfen.

Franziska Schuth-Krohn, bei Vattenfall verantwortlich für die Elektromobilitätsaktivitäten in Deutschland, sieht die Partnerschaft als Beitrag zur Alltagstauglichkeit der Elektromobilität. Schnellladepunkte an zentralen Immobilienstandorten machten das Laden für viele Menschen einfacher zugänglich, sagte sie.

Partnerschaft mit Fokus auf ESG-Kriterien

Zum Einsatz kommen Gleichstrom-Schnellladesäulen (DC), die kurze Ladezeiten ermöglichen sollen. Wie eine Vattenfall-Sprecherin auf Anfrage dieser Redaktion mitteilte soll der größte Teil der Standorte Ladesäulen mit einer Ladeleistung von 180 KW erhalten, einige Standorte sollen aber auch mit 400-KW-Säulen ausgestattet werden. Die Nutzung der Ladepunkte soll über die Vattenfall-eigene App „InCharge“ sowie über gängige Roaming-Anbieter möglich sein. Auch eine direkte Bezahlung ohne vorherige Registrierung ist geplant.

Maike Günzel, Geschäftsführerin von Mondial, unterstrich die strategische Bedeutung der Investition. Die geplanten Ladepunkte stärkten die Nachhaltigkeitsbilanz ESG (Environmental Social Governance) der Immobilien und deren Zukunftsfähigkeit. Die Partnerschaft mit Vattenfall passe zum eigenen Anspruch, ökologische Verantwortung mit Nutzerorientierung zu verbinden.

Nach Angaben der Projektpartner sollen erste Standorte bereits im laufenden Jahr mit Ladepunkten ausgestattet werden. Wo genau diese entstehen sollen, gaben sie noch nicht bekannt. 

Das schwedische Energieunternehmen Vattenfall betreibt in mehreren europäischen Ländern bereits zehntausende AC- und DC-Ladepunkte, darunter auch in Deutschland. Konzernweit beschäftigt Vattenfall rund 20.000 Mitarbeitende und versorgt etwa 14 Millionen Kunden. Das Unternehmen hat sich zum Ziel gesetzt, bis zum Jahr 2040 entlang der gesamten Wertschöpfungskette klimaneutral zu wirtschaften.

Die Stadtwerke Konstanz planen, in den kommenden Jahren vor dem Hintergrund der städtischen Klimaschutzstrategie und der kommunalen Wärmeplanung in mehreren Gebieten parallel Wärmeverbünde zu errichten. Der dabei anfallende Planungs- und Umsetzungsaufwand wie auch das notwendige Eigenkapital in Höhe von etwa 550 Millionen Euro seien von den Stadtwerken Konstanz alleine nicht zu leisten beziehungsweise aufzubringen, heißt es in einer Mitteilung des Unternehmens. Bereits im vergangenen Jahr habe man daher mit dem Aufsichts- und Gemeinderat die Strategie vereinbart, „für die einzelnen Projekte Kooperationspartner ins Boot zu holen, um die Last organisatorisch wie finanziell auf mehreren Schultern zu verteilen“.

Der Aufbau des Wärmeverbundes rund um die Bodensee-Therme Konstanz ist jetzt das erste Projekt, bei dem eine solche Projektgesellschaft ausgegründet werden soll. Parallel wollen die Stadtwerke Konstanz in den kommenden Monaten die Projektentwicklung bis zur Genehmigungsplanung weiter vorantreiben. „Wir haben diesen Prozess sehr sorgfältig vorbereitet und durchgeführt“, sagt Stadtwerke-Geschäftsführer Gordon Appel. „Es wurde ein Markterkundungsverfahren durchgeführt, bei dem zunächst mögliche Kooperationspartner identifiziert und eine Auswahl für den bevorzugten Kooperationspartner anhand einer engmaschigen Bewertungsmatrix getroffen wurde, die verschiedenste Gesichtspunkte wie beispielsweise Finanzen und Beteiligungsstrukturen einbezog. Der Aufsichtsrat der Stadtwerke sowie der Gemeinderat waren dabei stets eng eingebunden und trafen die Letztentscheidung.“

Halbjahresgewinn um fast 25 Prozent gestiegen

Aufgrund der IFRS 5 ist es unter anderem nötig, die zum Verkauf an den Baukonzern Strabag vorgesehenen Teile des internationalen Projektgeschäfts der EVN als „aufgegebenen Geschäftsbereich“ zu bilanzieren. Ohne die Anwendung der IFRS 5, wäre der Halbjahresumsatz der EVN um rund 3,9 Prozent gesunken. Das Ergebnis nach Ertragssteuern hätte sich dagegen unverändert um 24,9 Prozent erhöht. Auch der Anstieg des Konzernergebnisses wäre mit 25,7 Prozent gleich geblieben.

Operativ betrachtet, führt die EVN die besseren Werte auf höhere Absatzmengen und -preise zurück. Im Wärmegeschäft wirkten sich überdies die „kühleren Temperaturen im Winterhalbjahr“ positiv aus. Deutlich verbessert hat sich insbesondere das Ergebnis der Vertriebsgesellschaft EVN KG: Sie konnte ihren Halbjahresverlust von 128,5 Millionen Euro auf 11,1 Millionen Euro verringern.

Für das am 30. September endende Geschäftsjahr 2024/25 prognostiziert die EVN ein Konzernergebnis von etwa 400 bis 440 Millionen Euro. Gegenüber dem Geschäftsjahr 2023/24 wäre dies ein Rückgang um 6,7 bis 15,2 Prozent. Als Grund nennt das Unternehmen insbesondere die „Rückkehr der Termin- und Spotmarktpreise für Strom auf Normalniveau“. 

Erneuerbaren-Anteil gesunken

Wegen des schlechteren Wind- und Wasserdargebots verringerte sich die Stromerzeugung der EVN mittels erneuerbarer Energien im ersten Halbjahr um 16,4 Prozent auf 1,07 Milliarden kWh. Dem gegenüber stieg die Stromproduktion in der mit Erdgas betriebenen Kraft-Wärme-Kopplung Theiß, etwa 65 Kilometer westlich von Wien, um 54,3 Prozent auf 199 Millionen kWh. Der Grund dafür ist, dass Theiß verstärkt zum Engpassmanagement herangezogen wurde. Infolge dieser Entwicklungen sank der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromproduktion der EVN um rund 6,5 Prozentpunkte auf 84,3 Prozent.

Ihren Ausbau der Erneuerbaren setzt die EVN fort. Dem Aktionärsbrief zufolge nahm sie im ersten Halbjahr einen Windpark mit 22,2 MW sowie zwei Photovoltaikanlagen mit insgesamt 12,5 MW in Betrieb. Damit erhöhte sich die Gesamtleistung der Windparks der EVN auf rund 500 MW, jene ihrer Solarkraftwerke auf 100 MW. Geplant ist, die Windkraft-Kapazitäten bis einschließlich 2030 auf 770 MW und die Leistung der PV-Anlagen auf 300 MW zu steigern. Bis Jahresende möchte die EVN einen neuen Windpark mit 28,8 MW in Betrieb nehmen und die Leistung eines weiteren Parks von 14,4 auf 47,6 MW mehr als verdreifachen. Ferner arbeitet sie an sieben neuen PV-Anlagen mit insgesamt rund 33 MW.

Der 56-jährige Jurist Jörg Waniek hat an der Friedrich-Alexander-Universität Erlangen und der Universität Bayreuth Jura studiert und mit dem 1. und 2. Staatsexamen abgeschlossen. Von 1998 bis 2002 war er bei der Mitteldeutschen Energieversorgung AG (Meag) in Halle als Justitiar und in der Unternehmensentwicklung tätig und von 2002 bis 2009 bei der Envia Mitteldeutsche Energie AG in Chemnitz, wo er die Bereiche Personalservice und Strategisches Personalmanagement verantwortete. Es folgte der Wechsel als Leiter Personalmanagement zur Vattenfall Europe Mining AG und Vattenfall Europe Generation AG, die seit 2016 unter der Marke Leag firmieren.
 

Laut Nextwind soll die Berufung der Managerin die strategische Weiterentwicklung und das künftige Wachstum absichern. Co-CEO Lars B. Meyer erklärte, Kleiss bringe umfassende Erfahrung sowohl im Finanzwesen als auch in der Unternehmenstransformation mit. „Sie wird im Finanzbereich das gleiche Maß an Innovation einbringen, das wir in unserem Geschäftsmodell verfolgen“, sagte Meyer. Mit ihrer Ernennung sei das Vorstandsteam komplett.

Kleiss war zuletzt beim Medien- und Technologieunternehmen Axel Springer tätig, wo sie als Senior Vice President Corporate Controlling & Development die Finanzplanung und -analyse verantwortete. Zuvor war Kleiss bei Deloitte im Bereich Business Transformation und Business Process Outsourcing tätig. Anschließend wechselte sie zur Boston Consulting Group, wo sie branchenübergreifend große Transformationsprojekte leitete.

Kleiss sagte zu ihrer neuen Rolle: „Der Innovations- und Nachhaltigkeitsanspruch von Nextwind entspricht voll und ganz meinen Überzeugungen.“ Sie wolle dazu beitragen, die finanziellen und operativen Grundlagen für die ehrgeizigen Wachstumspläne zu schaffen und so einen Beitrag zur Energiewende leisten. Nextwind mit Sitz in Berlin fokussiert sich auf den Erwerb und das Repowering älterer Onshore-Windparks in Deutschland.
 

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Dienstag wurde mit 62,00 Euro je Megawattstunde im Base und 41,50 Euro je Megawattstunde im Peak bewertet. Börslich wurde der Day-ahead mit 61,85 in der Grundlast und 41,24 Euro in der Spitzenlast gesehen. Ursächlich für die relativ schwachen Day-ahead-Preise ist die starke Erneuerbaren-Einspeiseleistung von 33,2 Gigawatt, die für den Dienstag erwartet wird. Für den Mittwoch prognostizieren die Meteorologen von Eurowind sogar einen Beitrag von Wind- und Sonnenstrom in Höhe von 37,2 Gigawatt. Das Monatsende bis einschließlich 1. Juni soll demnach Einspeiseleistungen der Erneuerbaren zwischen 22,6 Gigawatt und 35,8 Gigawatt aufweisen. Am langen Ende des deutschen Strommarktes gewann das Cal 26 um 2,03 auf 90,09 Euro je Megawattstunde hinzu und überwand damit die psychologisch bedeutsame 90-Euro-Marke.

CO2: Die CO2-Preise haben zum Wochenstart im Verbund mit Strom und Gas zugelegt. Der Dec 25 gewann bis 13:13 Uhr 1,32 auf 72,88 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt feiertagsbedingt sehr geringe 7,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 73,37 Euro, das Tief bei 72,00 Euro. Analysten verweisen als bullishen Impuls auf das sehr geringe Angebot am Primärmarkt in der laufenden Woche. Laut dem Analysehaus Vertis werden bei den beiden einzigen Auktionen in dieser Woche am Dienstag und Mittwoch insgesamt nur 5,32 Millionen Zertifikate veräußert. In der Vorwoche hatte das Angebot noch 11,34 Millionen Zertifikate betragen.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Montag etwas zugelegt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13:00 Uhr 0,310 auf 36,650 Euro je Megawattstunde. Am Freitag hatten die Preise noch etwas nachgegeben, doch nachdem US-Präsident Donald Trump seine Zolldrohungen entschärft hat, zieht Gas im Verbund mit Strom und CO2 etwas an. Unterstützend wirkt sich dabei der Höhepunkt der norwegischen Wartungssaison in diesem Halbjahr aus, der auf den Berichtstag fällt. Die Minderkapazitäten belaufen sich auf 110,50 Millionen Kubikmeter, darin enthalten sind nichtgeplante Wartungen im Feld Troll, die mit 34,6 Millionen Kubikmetern zu Buche schlagen. Doch bereits am Dienstag sollen die Minderkapazitäten auf rund 50 Millionen Kubikmeter zurückgehen. Als einigermaßen neutral dürften sich die kurzfristigen Wetteraussichten für den Gasmarkt erweisen.