Die vorgelegten Festlegungen zur Ausgestaltung des Effizienzvergleichs, des Produktivitätsfaktors und der Kapitalverzinsung werden Mitte November übermittelt und stehen unter dem Vorbehalt, dass sich bis dahin keine neuen Erkenntnisse ergeben. Demnach sollen die Regelungen im Laufe des Jahres 2025 wirksam werden und die Basis für Kostenprüfungen im Gas- und Strombereich bilden, die 2026 beziehungsweise 2027 beginnen, sowie für die 5. Regulierungsperiode ab 2028/2029.

Wichtige Änderungen

Im Kern behält die Behörde den bisherigen Regulierungsansatz bei, modernisiert ihn jedoch: So soll die Regulierungsperiode von fünf auf drei Jahre verkürzt werden — nach einer Übergangszeit. Zugleich vereinfacht die Bundesnetzagentur die Kostenprüfung spürbar und hebt den Eigenkapitalzinssatz vor dem Hintergrund der anstehenden Aufgaben deutlich an.

Parallel dazu steigen die Effizienzanforderungen, um auch die Belange der Netznutzer zu berücksichtigen. Laut der Behörde enthält das Paket ein „ausgewogenes, im Einzelnen fachlich gut begründetes und zukunftsorientiertes Gesamtkonzept der Kostenregulierung“ für Stromverteil-, Gasverteil- und Gasfernleitungsnetzbetreiber.

Eine zentrale Änderung gegenüber den Entwürfen vom Sommer 2025 betrifft das vereinfachte Verfahren für Stromverteilnetzbetreiber: Diese können künftig – analog zum Regelverfahren – bei wachsender Versorgungsaufgabe über fünf Jahre eine Anpassung ihrer Betriebskosten erhalten. Das führt nach Angaben der Behörde zu einem Erlösanstieg von rund zwei Prozent, entsprechend etwa 380 Millionen Euro pro Jahr für diese Verteilnetzbetreiber im Regel- und vereinfachten Verfahren.

Pauschale Kapitalkostenvergütung

Zudem wird die Mindesteffizienz beim Effizienzvergleich von 60 Prozent auf 70 Prozent angehoben. Die maximal abzubauende Ineffizienz reduziert sich damit und Bürokratie etwa durch Härtefallanträge entfällt. Bei der pauschalen Kapitalkostenvergütung erhält die Fremdkapitalkomponente künftig eine stärkere Gewichtung für Jahre mit hoher Investitionstätigkeit – vor Beginn der Regulierungsperiode und einheitlich für alle Netzbetreiber auf Basis von Branchendaten.

Für den Zugang zum vereinfachten Verfahren gilt künftig eine angepasste Erlösobergrenze anstelle des bisherigen Ausgangsniveaus. Netzbetreiber im Regelverfahren sollen künftig eine Marktabdeckungsquote von 90 Prozent im Strom- und 84 Prozent im Gasbereich erreichen. Die Agentur schätzt, dass sich damit die Zahl der Netzbetreiber im Regelverfahren gegenüber heute nur unwesentlich erhöht.

Investitionsanreize

Das Paket enthält darüber hinaus Instrumente, die Investitionsanreize setzen sollen: Netzbetreiber erhalten beispielsweise bei neuen Investitionen über den Kapitalkostenaufschlag Mittel im Voraus auf Plankostenbasis und mit aktuellen Fremdkapitalzinsen. Mengenrisiken für die Netzbetreiber entfallen durch das Regulierungskonto: Zulässige Erlöse werden stets erwirtschaftet, unabhängig von der tatsächlichen Netznutzung. 

Damit steige laut der Behörde der Eigenkapitalzinssatz strukturell um rund 1,2 Prozent, was im Schnitt etwa 215 Millionen Euro pro Jahr beziehungsweise über eine Milliarde Euro für die kommende Regulierungsperiode bedeutet. Die Gewerbesteuer wird weiterhin kalkulatorisch anerkannt – auch wenn sie beispielsweise im kommunalen Querverbund nicht anfällt.
 
Offene Branchenwünsche 

Die Branchenverbände zeigen gemischte Reaktionen. So begrüßt der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) die OPEX-Anpassung im vereinfachten Verfahren. VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing sagte: „Die neue Regelung schafft mehr Gerechtigkeit in der Regulierung und stärkt die Investitionsfähigkeit in der Fläche.“

Der Bundesverband der Energie‑ und Wasserwirtschaft (BDEW) weist auf die großen Investitionsbedarfe im Netzbereich hin und sieht den Regulierungsrahmen noch nicht auf internationalem Niveau verankert. „Wir rechnen mit Netzinvestitionen von allein in den kommenden fünf Jahren von rund 280 Milliarden Euro, ohne privates Kapital werden wir den Netzausbau nicht stemmen können“, mahnte BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae. Sie hofft nun auf Verbesserungen durch den Länderausschuss.

Die NEST-Regeln Stand vom September 2025 stehen als PDF zum Download bereit.

Die Mobilithek dient als zentrale Plattform für den Austausch von Mobilitäts- und Infrastrukturdaten zwischen Behörden, Anbietern und Betreibern. Sie soll einheitliche Verfügbarkeit von Informationen beispielsweise zu Verkehrsfluss, öffentlichen Verkehrsmitteln und Ladepunkten gewährleisten und deren Integration in digitale Dienste ermöglichen. Der Gesetzentwurf soll eine rechtliche Grundlage für die Bereitstellung und Qualitätssicherung solcher Daten in Echtzeit schaffen, heißt es von Seiten des Bundesverkehrsministeriums (BMV).

Bundesverkehrsminister Patrick Schnieder (CDU) betont, mit dem IVSG werde die Basis für eine moderne, vernetzte und nachhaltige Mobilität gelegt. „Ziel ist es, Verkehrsdaten frei verfügbar zu machen und intelligente Verkehrssysteme rechtssicher und effizient zu gestalten“, so der Minister. Damit ließen sich Verkehrsplanung und Routenführung effizienter gestalten, Innovationen fördern und Umweltbelastungen verringern.

Detaillierte Informationen über öffentliche Ladepunkte integriert

Das IVSG verpflichtet Straßenbaubehörden und Betreiber, Informationen zu Sperrungen, Baustellen oder Geschwindigkeitsbeschränkungen digital zu veröffentlichen. Zudem sollen Daten des Verkehrswarndienstes – etwa zu Falschfahrern – EU-weit nutzbar sein. Darüber hinaus verpflichtet das Gesetz Verkehrsunternehmen, Auslastungsdaten von Fahrzeugen und Vorrangplätzen für Menschen mit Behinderungen bereitzustellen. Damit sollen barrierefreie und verlässliche Reiseplanungen ermöglicht werden.

Für Nutzerinnen und Nutzer von Elektrofahrzeugen ist jedoch vor allem die Regelung zur Ladeinfrastruktur entscheidend: Alle nutzbaren Ladesäulen müssen künftig über den Nationalen Zugangspunkt abrufbar sein. Diese Vorgabe setzt die europäische Verordnung über alternative Kraftstoffinfrastruktur (AFIR) um, die eine nutzerfreundliche und flächendeckend verfügbare Ladeinfrastruktur in der EU anstrebt. Ziel ist, Ladevorgänge spontan und ohne aufwendige Planung zu ermöglichen. Daher sollen Daten zu Standort, Verfügbarkeit und technischen Details von Ladesäulen jederzeit zugänglich sein.

In dem Mitte Oktober vom BMV veröffentlichten „Masterplan Ladeinfrastruktur 2030“ (wir berichteten) war bereits mehrfach auf die Mobilithek als Nationaler Zugangspunkt verwiesen und eine „allgemeine Datenverfügbarkeit auf dem NAP“ über öffentlich zugängliche Ladepunkte vorausgesetzt worden. Unter anderem hieß es auch: „Das BMV als Betreiber der Mobilithek als NAP in Deutschland wird einen Zugang bieten, über den die gemäß AFIR bereitgestellten Daten inklusive der Ad-hoc-Preisdaten aller Ladeinfrastrukturbetreiber gebündelt abgerufen werden können.“

Das bisher separat geplante Mobilitätsdatengesetz werde in die Neufassung des IVSG integriert, heißt es von Seiten des Ministeriums. Dadurch entstehe ein zusammenhängender Rechtsrahmen, der die Bereitstellung sämtlicher verkehrsrelevanter Daten über den Nationalen Zugangspunkt bündelt.

Beim Webinar der Bundesverband Offshore-Windenergie (BWO) am 30. Oktober erläuterte Thorsten Kirch von der Kanzlei Görg, warum die Vorschrift dringend überarbeitet werden müsse. Der Jurist sprach von einer „einseitigen Risikoverlagerung“ auf Betreiber von Offshore-Windparks, die sich negativ auf Investitionsentscheidungen auswirke.

„Ohne Planungs- und Rechtssicherheit wird es keine Investitionen geben. Die Projekte sind langjährig entwickelt und laufen über Jahrzehnte“, sagte Kirch. Eine einfachere Regelung ohne Selbstbehalte, die entgangene Erlöse vollständig berücksichtigt, könne nach seiner Einschätzung Rechtssicherheit schaffen und zugleich die Finanzierbarkeit von Projekten sichern.

Zeitliche und finanzielle Selbstbehalte als Streitpunkt

Der aktuelle Paragraf 17e EnWG regelt die verschuldensunabhängige Entschädigung, wenn Offshore-Windparks wegen Verzögerungen oder Störungen an der Netzanbindung nicht einspeisen können. Seit 2020 gilt ein zeitlicher Selbstbehalt von 90 Tagen: Erst nach drei Monaten Stillstand besteht Anspruch auf Entschädigung. Außerdem werden nur 90 Prozent der entgangenen Erlöse ersetzt.

Diese Regelung sei nicht mehr sachgerecht, betonte Kirch. Sie sei eingeführt worden, um die Übertragungsnetzbetreiber zu entlasten, habe aber zu einer deutlichen Risikoabwälzung auf die Projektierer geführt. Zudem beteiligten sich Offshore-Betreiber inzwischen über die sogenannte Stromkostensenkungskomponente (§ 23 WindSeeG) selbst an den Netzanbindungskosten.

Auch BWO-Geschäftsführer Stefan Thimm bekräftigte im Webinar die Forderung nach einer zügigen Anpassung. Er sprach sich für eine Offshore-Ausschreibung 2026 nach EEG (Erneuerbare Energiegesetz) und die Einführung von Contracts for Difference (CfD) ab 2028 aus. Das aktuelle EnWG behindere Investitionen, statt sie abzusichern, kritisierte er.

Rückblick: Reform mit Nebenwirkungen

Die Entschädigungsregelung des Paragraf 17e EnWG war 2012 eingeführt worden, um die damalige Haftungsunsicherheit bei der Netzanbindung zu beseitigen. Sie galt zunächst als ausgewogenes System zwischen Übertragungsnetzbetreibern, Offshore-Windparkbetreibern und Letztverbrauchern. Ziel war es, den Ausbau zu beschleunigen und stabile Rahmenbedingungen zu schaffen.

In der Praxis führten spätere Änderungen jedoch zu einer Verschiebung der Lasten. Die Verlängerung des Selbstbehalts von 10 auf 90 Tage habe laut Kirch keine sachliche Rechtfertigung. „Das Gesetz wollte ursprünglich Rechts- und Planungssicherheit erhöhen. Heute steht es eher im Weg“, sagte er.
 
Unklare Übergangsregelungen

Zusätzliche Rechtsunsicherheit ergibt sich laut Kirch aus der Streichung des Paragraf 118 Abs. 12 EnWG im Jahr 2023. Diese Übergangsregelung hatte älteren Offshore-Projekten Vertrauensschutz in bestehende Rechtslagen gewährt. Durch einen redaktionellen Fehler sei nun unklar, welche Fassung des Paragraf 17e für Bestandsanlagen gilt. Das könne insbesondere Projekte betreffen, die vor 2012 eine verbindliche Netzanbindungszusage erhalten hatten.

„Hier besteht dringender Korrekturbedarf, um Klagen und Verzögerungen zu vermeiden“, sagte Kirch. Er forderte eine Klarstellung durch den Gesetzgeber, damit Investoren auf bestehende Zusagen vertrauen könnten.

Forderung nach Systemwechsel mit Bestandsschutz

Mit Blick auf die geplante Einführung des CfD-Systems ab 2028 betonte Kirch, dass neue Vergütungsmechanismen zwar Investitionsanreize setzen könnten, aber nur dann erfolgreich seien, wenn sie Bestandsprojekte rechtlich absichern. „Ein Systemwechsel darf nicht auf Kosten derjenigen gehen, die unter den bisherigen Bedingungen geplant und finanziert haben“, so der Jurist.

Der BWO will die Diskussion in den kommenden Wochen fortsetzen. Laut Thimm sollen die Ergebnisse des Webinars in die Verbandsstellungnahme zum geplanten Gesetzesentwurf einfließen. Der Verband erwarte vom Gesetzgeber, dass er bei der nächsten Überarbeitung des EnWG die Balance zwischen Investoren und Netzbetreibern wiederherstellt.

Wie das Gericht mitteilte, hatten die Kläger argumentiert, Norwegen verletze seine Verpflichtung, Bürger vor den schwerwiegenden Folgen des Klimawandels zu schützen, indem es 2016 neue Erdöl- und Erdgaslizenzen für die Arktis vergab. Der Gerichtshof entschied jedoch einstimmig, dass keine Verletzung von Artikel 8 der Europäischen Menschenrechtskonvention vorliege. Der Artikel sieht das Recht auf Achtung des Privat- und Familienlebens vor.

Im Kern befasste sich der Fall mit der Frage, ob der norwegische Staat seiner prozeduralen Pflicht zur wirksamen Umweltprüfung nachgekommen war. Der EGMR stellte fest, dass Staaten bei klima- und umweltrelevanten Entscheidungen verpflichtet seien, eine rechtzeitige, umfassende und wissenschaftlich fundierte Umweltverträglichkeitsprüfung (EIA) durchzuführen.

Zwar sei die Prüfung im Verfahren, das 2016 zur Vergabe von zehn Explorationslizenzen an 13 Unternehmen führte, nicht vollständig gewesen. Insbesondere seien die Klimafolgen und Verbrennungsemissionen zunächst ausgeklammert und auf spätere Verfahrensstufen verschoben worden. Dies stelle jedoch keinen Verstoß gegen die Menschenrechtskonvention dar, solange der Staat sicherstelle, dass solche Bewertungen zu einem späteren Zeitpunkt erfolgen und der rechtliche Rahmen die nötige Kontrolle ermögliche.

Die Richter sahen keine strukturellen Defizite im norwegischen Umweltrecht. Zwar verwies das Gericht auf frühere Versäumnisse bei der Einbeziehung von Emissionen, betonte aber, dass neue Urteile – wie eines vom Gerichtshof der Europäischen Freihandelsassoziation (EFTA) – die rechtliche Kontrolle in diesem Bereich gestärkt hätten.

Das Urteil steht in Kontrast zum EGMR-Urteil gegen die Schweiz vom April 2024, in dem der Gerichtshof mangelnden Klimaschutz als Menschenrechtsverletzung wertete. Während dort die substantielle Klimaschutzpflicht im Mittelpunkt stand, betraf der norwegische Fall ausschließlich Verfahrenspflichten.

 
Die Strompreise an der Börse unterliegen starken Schwankungen. In der Vergangenheit wurden Extremwerte von bis zu rund 2.437 Euro/MWh erreicht, während der niedrigste Preis bei etwa minus 500 Euro lag. Seit 2025 sind Energieversorger verpflichtet, ihren Kunden dynamische Stromtarife anzubieten. Dies soll die Endverbraucherpreise enger mit der Preisentwicklung an der Strombörse abstimmen und könnte zu einer faireren Preisgestaltung führen. Allerdings macht der Börsenstrompreis nur einen Teil des Endverbraucherpreises aus, da Steuern, Zuschläge und Netzentgelte einen erheblichen Anteil ausmachen.

Damit darf die Flughafen-Gesellschaft das Areal anders nutzen. 70 Hektar stehen künftig für Agri-PV zur Verfügung, also die Kombination aus Solarenergie und landwirtschaftlicher Nutzung. Das geplante Solarkraftwerk soll über eine Gesamtleistung von 33 MW verfügen. Sie sei damit die größte Anlage ihrer Art im Bundesland, sagt FMO-Geschäftsführer Rainer Schwarz laut einer Mitteilung.

Der Regionalflughafen liegt im münsterländischen Greven. Anfang der 2000er-Jahre flammte die Diskussion auf, ob eine verlängerte Landebahn sinnvoll ist. Das 2.170 Meter lange Asphaltband sollte zunächst auf 3.000 Meter und im Endausbau auf 3.600 Meter anwachsen und dadurch Interkontinentalflüge größerer Maschinen ermöglichen.

Der FMO erhielt trotz erheblicher Widerstände aus Umweltschutzkreisen die Genehmigung, im Behördendeutsch heißt sie Planfeststellungsbeschluss. Diese hat das Ministerium für Umwelt, Naturschutz und Verkehr (MUNV) des Landes NRW nun aufgehoben.

Umweltminister Oliver Krischer (Grüne) war es einen Besuch in Greven wert, um zu dokumentieren, wie wichtig seinem Hause das Umdenken am FMO ist. „Was vor 25 Jahren das Kampffeld zwischen Umweltbewegung und Luftverkehr war, wird in Zukunft den Flughafen mit sauberem Strom versorgen und nachhaltige Landwirtschaft ermöglichen“, sagte er laut der Mitteilung.

Das Ende der Startbahnpläne stammt bereits aus dem Jahr 2017. Damals verwarfen die Gesellschafter des Flughafens, darunter Landkreise und die Stadtwerke Münster, mit gut 35 Prozent größter Anteilseigner, das Vorhaben. Für das Ökostromprojekt musste der Planfeststellungsbeschluss fallen, das hatte der Flughafen schließlich selbst beantragt. Der Regionalplan Münsterland führt die Fläche bereits als Gebiet für Sonnenenergie und landwirtschaftliche Nutzung.

FMO-Chef Rainer Schwarz sieht laut Mitteilung den Flughafen bereits auf dem Weg zum „innovativen Airport“. Die regionale Wirtschaft solle künftig elektrisch fliegen können. Die Agri-PV-Anlage wird dafür allerdings nicht ausreichen, sie dient ab 2028 zunächst der Eigenversorgung des Flughafens und des benachbarten Gewerbeparks.

Das Kraftwerk wird sich einreihen in vorhandene Erneuerbaren-Anlagen am FMO, etwa Solaranlagen auf den Parkhäusern. Nach Angaben des Flughafens bezieht er inzwischen Strom ausschließlich aus regenerativer Erzeugung. Der Fuhrpark soll perspektivisch elektrisch fahren.

Ebenso bestätigte der Verband Michael Heinemann, Geschäftsführer der VW Kraftwerk GmbH, in seinen Funktionen als stellvertretender Vorsitzender und Schatzmeister. Gemeinsam mit dem weiteren stellvertretenden Vorsitzenden Volker Backs, Geschäftsführer der Speira GmbH, dessen Amtszeit fortdauert, besteht der sogenannte „engere Vorstand“ aktuell aus drei Mitgliedern.

Dem Gesamtvorstand gehören darüber hinaus Vertreter führender Unternehmen aus zentralen Industriezweigen wie Stahl, Chemie, Bergbau, Papier und Zement an, heißt es weiter.

Gilles Le Van betonte, er danke für das Vertrauen und sehe den kommenden Monaten mit wichtigen energiepolitischen Weichenstellungen entgegen. Gemeinsam mit den Mitgliedern und politischen Entscheidungsträgern wolle der Verband tragfähige Lösungen für einen wettbewerbsfähigen Industriestandort entwickeln.

Erkennbar sei das vor allem an bei Preisen: Sie gingen tendenziell zurück und schwankten weniger. Am wichtigsten Handelsplatz TTF wurde Erdgas im ersten Quartal 2025 noch mit 48 Euro/MWh gehandelt, im dritten Quartal musste man im Durchschnitt nur noch 34 Euro bezahlen. 2019 bewegten sich die Notierungen noch zwischen 20 und 25 Euro/MWh - obwohl der Verbrauch im gleichen Zeitraum um rund ein Fünftel zurückgegangen ist.

Nach dem Aus des billigen Russengases müssen sich die Europäer jetzt auf dem Weltmarkt mit Flüssigerdgas (LNG) eindecken, das deutlich teurer ist. Die LNG-Importe legten in diesem Jahr um 38 Prozent zu. 2021 machten die Lieferungen aus Russland per Pipeline noch 40 Prozent der Importe aus, inzwischen sind es nur noch 6 Prozent, Tendenz: fallend. Ein Drittel des europäischen Bedarfs wurde im vergangenen Jahr durch LNG gedeckt, Tendenz: noch steigend.

Das Institut für Energiewirtschaft und Finanzanalyse (IEEFA) geht allerdings davon aus, dass der Gasverbrauch in der EU bis 2030 um weitere 20 Prozent zurückgeht und dass dieser Rückgang vor allem zulasten der LNG-Importe gehen dürfte. Der Ausbau der LNG-Terminals habe sich verlangsamt und einzelne Projekte würde wohl nicht mehr realisiert, heißt es in einer Mitteilung des IEEFA. Das sei ein Hinweis darauf, dass die Europäer den Bedarf überschätzt hätten.

Tatsächlich ist die Auslastung der Anlagen gering.2024 wurden die Kapazitäten EU-weit nur zu 36 Prozent genutzt, in diesem Jahr nur zu 46 Prozent. Auch Deutschland könnte mehr LNG importieren, im dritten Quartal waren die deutschen Terminals nur zu 38 Prozent ausgelastet, obwohl die Anlage in Mukran inzwischen nicht mehr im Betrieb ist. Auch im französischen Le Havre hat ein LNG-Terminal den Betrieb eingestellt, nachdem er mehr als ein Jahr nicht genutzt wurde.

Der EU ist mit der Umstellung von russischem Leitungs- auf Flüssigerdgas unterschiedlichster Provenienz eine durchaus bemerkenswerte Diversifizierung gelungen. Vom russischen Gas ist sie inzwischen weitgehend unabhängig. Sie importiert zwar noch russisches Flüssigerdgas, aber nur in kleinen Mengen und spätestens 2027 soll auch damit Schluss sein. Mehr als die Hälfte der LNG-Importe kommen in diesem Jahr aus den Vereinigten Staaten. Gemessen am Gesamtverbrauch sind das rund 16 Prozent, die sich auf dem globalen LNG-Markt leicht ersetzen lassen. Dort wird in den nächsten Jahren mit einem steigenden Angebot gerechnet.

Davon dürften die Europäer profitieren, sowohl im Hinblick auf ihre Versorgungssicherheit als auch bei den Preisen. Der europäische Binnenmarkt für Erdgas ist unter dem Eindruck der Krise, die durch den Ukraine-Krieg ausgelöst wurde, enger zusammengewachsen und flexibler geworden. Während Gas vor 2022 überwiegend von Ost nach West transportiert wurde, fließt es inzwischen mit der gleichen Selbstverständlichkeit von West nach Ost. 40 Prozent der Interkonnektoren an den Staatsgrenzen mussten seit 2021 die Transportrichtung ändern.

Deutschland hat seine Rolle als Transitland weiter ausgebaut, vor allem beim Transport von Flüssigerdgas aus Belgien und den Niederlanden nach Osteuropa. Allerdings ist die Umstellung auf die neuen Verhältnisse noch nicht abgeschlossen. Im europäischen Übertragungsnetz gibt es weiter Engpässe. Darauf weisen die zum Teil beträchtlichen Preisunterschiede zwischen den EU-Staaten hin. Im dritten Quartal betrug der Unterschied zwischen der Region mit dem höchsten und dem geringesten Preis im Durchschnitt 4,90 Euro/MWh, das sind fast 15 Prozent, innerhalb von Westeuropa waren es nur 1,40 Euro/MWh.

Zur Normalisierung auf dem Gasmarkt hat auch die Entspannung im Umgang mit den Speichern beigetragen. Nachdem die EU den Handlungsspielraum der Versorger erweitert und die Fahrpläne zur Befüllung der Speicher flexibilisiert hat, haben die Spekulanten das Interesse offenbar ein Stück weit verloren. Im Unterschied zum Vorjahr sind die Preise über den Sommer gefallen, so dass die Unternehmen die Speicher wieder auffüllen konnten in der Hoffnung, das eingelagerte Gas später zu einem höheren Preis zu verkaufen.

Weil die EU mit wesentlich geringeren Reserven aus dem letzten Winter herausgekommen ist, sind die Speicher allerdings mit 82 Prozent zu Beginn der neuen Heizperiode nicht so gut gefüllt wie vor einem Jahr. In den nächsten Monaten muss deswegen mehr importiert werden, aber dafür ist die Gaswirtschaft gut aufgestellt.
 

Wolfgang Weber, der Vorsitzende der ZVEI-Geschäftsführung, appellierte vor den rund 1.200 Teilnehmern der diesjährigen Metering Days in Fulda, nicht Äpfel mit Birnen zu vergleichen. Deutschland habe sich für den Weg der konsequenten Cybersicherheit beim intelligenten Messwesen entschieden. Dies sei richtig, denn das intelligente Messsystem sei das wesentliche Bindeglied zwischen Netz und Verbrauchern, es schaffe Transparenz über Netzzustände und damit die Grundlage für marktorientiertes und netzdienliches Verhalten.

Er erinnerte gleichzeitig daran, damit stehe ein „kompletter Werkzeugkasten“ zur Verfügung, um die angestrebte Elektrifizierung der Sektoren zu bewerkstelligen und dem Zieldreieck aus Versorgungssicherheit, Klimaneutralität und Bezahlbarkeit gleichzeitig Rechnung zu tragen. Vor diesem Hintergrund sei allerdings nicht nachvollziehbar, warum man zwar Technologieoffenheit zum Maßstab erheben möchte, aber offensichtlich einseitig auf Gaskraftwerke setzt. Dabei biete der „Werkzeugkasten“ eine ganze Reihe von Tools, um Erzeugung und Verbrauch intelligent zu steuern und auszubalancieren. Auch unter diesem Aspekt sei der Monitoring-Bericht von BET und EWI mit seinem Reality Check eine wertvolle Lektüre.

Werkzeugkasten für intelligentes Steuern

Mehrfach schlugen Sprecher am ersten Konferenztag in die gleiche Kerbe, etwa Dennis Laupichler. Der Leiter des Referats Digitalisierung der Energiewirtschaft beim Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) sagte, man könne nicht mehr vom „deutschen Sonderweg“ sprechen. Der hierzulande gewählte Ansatz mit Cybersicherheit sowie Markt- und Netzintegration sei mittlerweile in Europa angekommen, und Deutschland sei „ganz klar Vorreiter“ bei diesem Thema. „Wir haben das Steuern von Anfang an in unserem systemischen Ansatz mitgedacht“, so Laupichler. Andere Länder, als Beispiel nannte er die Niederlande, würden sich nun daran orientieren.

Auch der europäische Metering-Verband halte den deutschen Ansatz für richtungsweisend. Dies sei von besonderer Bedeutung, weil nun ein europäischer Standard für das markt- und netzdienliche Smart Metering gesucht werde. Und die hohen, in der Vergangenheit oft als überzogen kritisierten Sicherheitsstandards haben sich seiner Ansicht nach nicht zuletzt im Hinblick auf die jüngste regulatorische Entwicklung in Europa mit der NIS-2-Richtlinie und dem Cyber Resiliance Act als richtiger Schritt gezeigt.

Beatrix Brodkorb betonte, die Sicherheitsstandards des intelligenten Messsystems seien für die Umsetzung eines Smart Grids unabdingbar. Deshalb müsse der Rollout „energiewendetauglich“ sein, so die Leiterin der Unterabteilung Stromnetze und Digitalisierung der Energiewende im Bundeswirtschaftsministerium.

Dass die Politik, Branche und Behörden den richtigen Weg gegangen sind, werde auch von der Bevölkerung goutiert. Dieses Fazit zog jedenfalls Anke Hüneburg, Bereichsleiterin Energie beim ZVEI. Sie verwies auf eine Umfrage von Civey im Auftrag des Verbands. Darin hatten 82 Prozent der Befragten – unabhängig von Alter und Region – angegeben, IT-Sicherheit und Datenschutz bei Smart Metern höchste Bedeutung beizumessen. Im Rahmen der Erhebung hatten sich außerdem 60 Prozent für standardisierte intelligente Messsysteme ausgesprochen, um regionale Unterschiede und Kosten für Nachrüstungen zu vermeiden. Schließlich seien fast 50 Prozent dafür, dass Netzbetreiber das intelligente Messsystem nutzen, um die Netze zu stabilisieren.

Eine in etwa zeitgleiche Studie von Bitkom – diese sei nicht abgesprochen gewesen, fügte Hüneburg hinzu – habe ähnliche Ergebnisse zu Tage gefördert. Dies zeige, dass der ZVEI die Umfrage nicht in eine bestimmte Richtung gelenkt habe und in der Bevölkerung tatsächlich der Wunsch nach Cybersicherheit, wenn es um das Messwesen und um Stromnetze geht, sehr ausgeprägt sei.

In einer Mitteilung bezeichnet Westnetz die neue Einrichtung als Lern- und Forschungsort für die Weiterentwicklung von Smart Grids. „Unsere Kolleginnen und Kollegen können hier Innovationen unter realen Bedingungen testen, bevor sie in das Netz integriert werden“, so Oliver Henrichs, Personalvorstand der Muttergesellschaft Westenergie AG, bei der Eröffnung. Der Campus biete eine sichere Umgebung für Schulungen und Experimente und trage zur Stärkung der Arbeits- und Versorgungssicherheit bei.

Reallabor für Smart Grids

Neben den Mitarbeitenden von Westnetz sollen künftig auch andere Netzbetreiber die Möglichkeit bekommen, dort zu trainieren. Das Schulungskonzept kombiniere praktische Übungen an 10.000-Volt-Schaltanlagen mit digitalen Lernmethoden wie Virtual und Augmented Reality. Dort simulieren Fachkräfte reale Netzsituationen, um neue Steuerungssysteme zu testen. Ihr Fokus liegt dabei, wie es weiter aus Mettmann heißt, auf digitalen Ortsnetzstationen, die eine bessere Steuerung und Überwachung der Verteilnetze ermöglichen. 

Auch für die Forschung soll der Standort neue Impulse geben. Laut Alexander Montebaur, Geschäftsführer für Spezialtechnik und Digitalisierung bei Westnetz, werden dort Verfahren zur Datenanalyse und zur Früherkennung von Störungen entwickelt. Zudem arbeitet das Unternehmen an Systemen zur Echtzeitüberwachung des Stromflusses. Ziel sei es, die Netzstabilität und -steuerung weiter zu verbessern.

Kürzere Wege zum Kunden 

Neben dem Trainingscampus hat Westnetz in Mettmann auch ein neues Betriebsgebäude in Betrieb genommen. Von dort aus sollen künftig die rechtsrheinischen Stromnetze des Netzbereichs Mettmann geplant, betrieben und instandgehalten werden. Bis zu 30 Mitarbeiter – darunter Monteure sowie Planer – arbeiten nun vor Ort. Das Gebäude verfügt über Lagerräume, Stellplätze für Notstromaggregate und Steiger, die bei Störungen oder Wartungsarbeiten eingesetzt werden.

„Der neue Standort bietet uns moderne Technik, mehr Platz und kurze Wege zu unseren Kunden“, erklärte Georg Narciß, Leiter des Regionalzentrums Neuss. Durch die räumliche Nähe zum Versorgungsnetz sollen Störungen künftig schneller behoben werden können.

Westnetz ist eine Tochtergesellschaft des Energiedienstleisters Westenergie AG und betreibt Strom-, Erdgas-, Wasser- und Breitbandnetze in den drei Bundesländern Nordrhein-Westfalen.

Biogeni V ist ein Netzwerk in Mecklenburg-Vorpommern, zu dem sich Forschungseinrichtungen, Verarbeiter landwirtschaftlicher Produkte, Biogaserzeuger und Technologiefirmen zusammengeschlossen haben. Beide Projekte seien jetzt angelaufen, teilt das Deutsche Biomasseforschungszentrum (DBFZ) mit.

Die Organisation mit Sitz in Leipzig koordiniert das Projekt „Reststofftrocknung – Analyse von Verfahren zur Aufbereitung von biogenen Reststoffen für eine weiterführende thermochemische Nutzung“. Gemeinsam mit der Cosun Beet Company, eine Zuckerfabrik in Anklam, und dem Unternehmen Mele Energietechnik in Torgelow – beide Kommunen befinden sich im Landkreis Vorpommern-Greifswald – will das DFBZ Verfahren zur energieeffizienten Entwässerung, Trocknung und Verdichtung von Gärresten zu homogenen, lager- und förderfähigen Brennstoffen entwickeln.

Die Mischung macht's

„Durch die Mischung der Gärreste mit regional anfallenden Reststoffen wie Straßenbegleitholz, Landschaftspflegematerial oder industriellen Reststoffströmen können gezielt chemische und energetische Eigenschaften beeinflusst werden“, wird Claudia Kirsten, Projektleiterin am DBFZ zitiert. Das Ziel sei „ein qualitativ hochwertiges Produkt, das sich optimal in Gasifizierungsanlagen einsetzen lässt“.

Im Vorhaben „Reststoffvergasung laufen die Fäden bei der Technischen Universität in Freiberg (TU BAF) zusammen, stehen verschiedene Anlagen zur Gasifizierung der neu entwickelten Brennstoffe zur Verfügung. Eng eingebunden in die Forschung zur Methanolsynthese ist laut Mitteilung neben der Anklamer Zuckerfabrik die Hochschule Stralsund.

 
Auf der Basis der Kopplung von Reststoffveredelung, Gasifizierung und Methanolerzeugung vom wässrigen Gärrest als Reststoff hin zum grünen Methanol, wollen die Projektpartner ein optimales Nutzungskonzept von Energie- und Stoffströmen entwickel – inklusive der Einbindung von Abwärme und grünem Wasserstoff, heißt es.

Das Bundesforschungsministerium fördert die beiden Projekte mit insgesamt 1,8 Millionen Euro.

Der Grund dafür: Der flüssige Elektrolyt greift die Materialien an und lässt die Zellen zu schnell altern. Forschende am Fraunhofer-Institut für Werkstoff- und Strahltechnik IWS in Dresden wollen diese Schwachstellen beseitigen – mit einer neuen Festkörperchemie, die ohne flüssige Bestandteile auskommt und die Lebensdauer verlängern soll.

Im Mittelpunkt ihrer Arbeiten stehen zwei Forschungsprojekte: „AnSiLiS“, gefördert durch das Bundesforschungsministerium, und „TALISSMAN“, unterstützt durch das EU-Programm Horizon Europe. Beide Projekte sollen praxisnahe Zellkonzepte ermöglichen, die hohe Energiedichten mit stabilen Zyklen und erhöhter Sicherheit verbinden. Die Wissenschaftler arbeiten an einer Festkörper-Lithium-Schwefel-Zelle, die bei gleicher Kapazität deutlich leichter ist als heutige Systeme.

Der Ansatz des Fraunhofer IWS unterscheidet sich nach eigenen Angaben von bisherigen Konzepten. Während konventionelle Lithium-Schwefel-Zellen flüssige Elektrolyte verwenden, setzt das Dresdner Institut auf eine feste Zellstruktur. Sie wandelt Schwefel direkt in festes Lithiumsulfid um. Dadurch entstehen keine löslichen Polysulfide. Diese gelten als Hauptursache für Materialverluste und den beschleunigten Kapazitätsabbau herkömmlicher Zellen. Erste Laborversuche zeigen laut Fraunhofer, dass sich mit der neuen Architektur Energiedichten von über 600 Wattstunden pro Kilogramm erreichen lassen – mehr als doppelt so viel wie bei heutigen Lithium-Ionen-Batterien.

Details zu den Forschungsprojekten

Im Projekt „AnSiLiS“ (Anoden-Silizium-Lithium-Schwefel) entwickelt das IWS gemeinsam mit Universitäten und Forschungszentren eine stabilere Zellstruktur. Ziel ist, die Materialien so abzustimmen, dass die Batterien mehr Energie speichern und länger halten.

Das EU-Projekt „TALISSMAN“ („Towards Advanced Lithium-Sulfur batteries for Sustainable Mobility Applications“) soll diese Grundlagenforschung in die industrielle Anwendung überführen. Unter Leitung des baskischen Instituts CIDETEC entwickeln neun Partner aus Spanien, Frankreich, Italien und Deutschland zwei Zellgenerationen für Elektromobilität. Sie sollen Energiedichten bis zu 550 Wattstunden pro Kilogramm erreichen und mit nicht brennbaren, gelartigen Elektrolyten arbeiten. Zudem sollen die Produktionskosten auf unter 75 Euro/kWh sinken. Zum Vergleich: Heutige Lithium-Ionen-Batterien liegen laut einer Analyse von Bloomberg NEF (Dezember 2024) im Schnitt bei etwa 109 Euro/kWh.

Fertigung und Pilotanwendungen

Eine Schlüsselrolle spielt das vom Fraunhofer IWS entwickelte Verfahren „DRYtraec“. Der Name leitet sich vom englischen Verb to dry (trocknen) und dem Begriff track (Bahn, Prozesspfad) ab. Dabei werden Elektroden trocken und ohne Lösungsmittel beschichtet. Die Materialien werden zu stabilen Filmen verpresst. Dadurch entfällt das energieintensive Trocknen. Bislang werden die aktiven Materialien in lösungsmittelhaltige Pasten eingerührt, auf Folien aufgetragen und anschließend energieaufwendig getrocknet.

Nach Angaben des Instituts sinkt der Energiebedarf mit „DRYtraec“ im Vergleich zu dem herkömmlichen Nassverfahren um bis zu 30 Prozent, auch die CO2-Emissionen gehen spürbar zurück. Das Verfahren lässt sich im Rolle-zu-Rolle-Betrieb – einem kontinuierlichen Prozess mit beschichteten Folienbahnen – auf industriellen Maßstab übertragen, versichert Fraunhofer.

Die Prototypen entstehen im „Advanced Battery Technology Center“ des Fraunhofer IWS in Dresden. Dort werden die Elektroden gefertigt, gestapelt, versiegelt und getestet. In Kombination mit Analytik und Prozesssimulation entsteht eine durchgängige Entwicklungskette vom Material bis zur Zelle. 

Die Forschenden sehen den Einsatz der Batterien vor allem dort, wo Gewicht und Energiedichte entscheidend sind – etwa in der Luftfahrt, bei Drohnen oder tragbaren Energiespeichern. In diesen Anwendungen stoßen konventionelle Lithium-Ionen-Batterien oft an Grenzen.

Das bereinigte Betriebsergebnis (Ebit) stieg aber nach Konzern-Angaben um 33 Prozent auf 2,29 Milliarden Euro). Unternehmensangaben zufolge resultiert der Anstieg vor allem aus verbesserten Preisabsicherungen in Kontinentaleuropa sowie aus höheren Erträgen im Handels- und Kernenergiebereich. Gleichzeitig belasteten niedrigere Marktpreise für Strom und Gas den Umsatz.

Das ausgewiesene Ebit lag bei umgerechnet 1,51 Milliarden Euro, nach 2,88 Milliarden Euro im Vorjahr. Wie Vattenfall betonte, war das Ergebnis des Vorjahres durch Einmaleffekte aus Projektverkäufen beeinflusst. Der Gewinn im Berichtszeitraum beträgt in etwa umgerechnet 1,11 Milliarden Euro, nach 2,40 Milliarden Euro im Vorjahreszeitraum.

Im deutschen Markt hat Vattenfall seine Aktivitäten im Bereich der erneuerbaren Energien und der Infrastruktur weiter ausgebaut. In Tützpatz (Mecklenburg-Vorpommern) wurde im September Deutschlands größter kombinierter Solar- und Landwirtschaftsbetrieb in Betrieb genommen. Das Projekt verbindet Photovoltaik und landwirtschaftliche Nutzung und ist Teil der Unternehmensstrategie für eine nachhaltige Flächennutzung.

Zudem hat Vattenfall den Rückbau der letzten Berliner Steinkohleanlagen weiter vorangetrieben, um die Fernwärmeversorgung vollständig auf fossilfreie Quellen umzustellen. Parallel arbeitet das Unternehmen am Ausbau der Offshore-Windenergie: Für das niederländische Projekt Zeevonk wurde die Genehmigung überarbeitet, um künftig auch grünen Wasserstoff zu erzeugen. Für den britischen Onshore-Windpark Clashindarroch II wurde die finale Investitionsentscheidung getroffen.

Vattenfall setzt zudem weiter auf Kernkraft. So wurde beschlossen, „mit zwei Technologiepartnern den Weg zu neuer Kernenergie fortzusetzen“, heißt es weiter. Das Unternehmen prüfe die Entwicklung kleiner modularer Reaktoren (Small Modular Reactors, SMR) als Bestandteil künftiger Stromsysteme in Nordeuropa.

Die jetzt fertiggestellte Bohrung ist die erste von insgesamt drei Doubletten-Bohrungen, die jeweils eine Förder- und eine Re-Injektionsbohrung beinhalten. Sind alle sechs Bohrungen erfolgt, werden nach Angaben der Projektverantwortlichen insgesamt bis zu 30.000 Bohrmeter in Tiefen von rund 4.000 Metern niedergebracht worden sein. Bleibe alles im Zeitplan, werde dies Anfang 2027 so weit sein.

„Über diesen großartigen Bohrerfolg freuen wir uns ungemein“, kommentiert der Geschäftsführer der Erdwärme Grünwald, Andreas Lederle: „Laufzorn II liefert den nächsten wichtigen Beitrag zum größten geothermischen Fernwärmenetz in Kontinentaleuropa, zu dem heute schon das Grünwalder Netz mit 120 Kilometern Länge und das Bestandsnetz in Unterhaching mit 65 Kilometern zählen.“

Schon jetzt liegt der Erneuerbaren-Anteil im Grünwalder Fernwärmenetz nach Angaben der Erdwärme Grünwald bei 90 Prozent. „Mehr als 80 Prozent aller Gebäude sind zwischenzeitlich daran angeschlossen“, sagte Neusiedl. „Fossile Brennstoffe sind bei uns die Ausnahme und werden immer weniger. Wir nehmen die Wärmewende richtig ernst.“

„Drill, Baby, drill, Grünwald!“

Gespeist wird das Fernwärmenetz bislang aus dem Geothermiekraftwerk Laufzorn I mit 40 MW, das bereits seit 2013 in Betrieb ist. Die ORC (Organic-Rankine-Cycle)-Anlage produziert nachrangig auch Strom, um die Quelle optimal auszulasten. Die energetischen Anlagen umfassen bislang eine Produktions- und eine Injektionsbohrung, jeweils rund 4.000 Meter lang.

Die Tiefenpumpe liegt in rund 780 Meter Tiefe. 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. 

Ebenfalls seit dem Jahr 2013 existiert eine fünf 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“ zu 95 Prozent.

Die Bohrungen für Laufzorn II begannen im Mai 2025. Beim Grünwalder „Geothermie-Sommerempfang“ hoben Bayern Wirtschaftsminister Hubert Aiwanger (Freie Wähler) und Bayerns Ministerpräsident Markus Söder (CSU) im Juli die Bedeutung des Vorzeigeprojektes hervor: „Die Geothermie als nachhaltige und grundlastfähige Heimatenergie spielt eine immer größere Rolle, besonders in Südbayern. Deshalb wollen wir das enorme Potenzial von Geothermie noch besser nutzen“, zitiert die Deutsche Erdwärme Söder auf ihrer Homepage. Mit der weitreichenden Absicherung des Fündigkeitsrisikos, weniger Bürokratie und effizienteren Verfahren böten der Bund und Bayern den Rahmen: „Drill, Baby, drill, Grünwald – viel Erfolg für die Bohrungen!“

An den beiden Orten des Landkreises Böblingen kommt es zu einem Zusammenspiel verschiedener Erneuerbaren-Anlagen, so etwa Solarkraft (perspektivisch auch Windenergie), Biogasaufbereitung zu Biomethan und Fernwärme aus Biomasse. Das Herzstück des Projekts verwandelt Bioabfälle aus den beiden Landkreisen Böblingen und Esslingen in klimafreundliches Biomethan.

Am Anfang stand ein Unglück. Die Bioabfall-Vergärungsanlage in Leonberg war nach einem Brand nicht mehr zu nutzen. Rund um den Wiederaufbau entwickelten die Beteiligten ein neuartiges Konzept, das kommunale Grenzen überwindet. Dazu gründeten sie die Bioabfallverwertung GmbH Leonberg (BVL). 

Das in der neugebauten Vergärungsanlage entstehende Rohbiogas fällt gemäß BVL-Beschluss in die Zuständigkeit der Stadtwerke Sindelfingen. Der Versorger trocknet und entschwefelt das Rohgas und transportiert es über eine 3,5 Kilometer lange Leitung zur sogenannten „Energiedrehscheibe Nord“. Diese befindet sich in Sindelfingen auf dem Gelände der ehemaligen Kreismülldeponie „Dachsklinge“. Dort bereiten die Stadtwerke das Gas auf und verleihen ihm Biomethan-Qualität.

Das auf der Dachsklinge vorbehandelte Gas steht zum Beispiel der Heizzentrale Hohenzollern zur Verfügung, die es für die Produktion klimafreundlicher Fernwärme einsetzt. Das Vorhaben geht noch einen Schritt weiter: Die Methanisierungs- und CO2-Verflüssigungsanlage in Sindelfingen ermöglicht es künftig, das aufbereitete Biomethan ohne Umwege ins Gasnetz der Stadtwerke einzuspeisen. Etwa 2.000 Haushalte will der Versorger so mit Wärme versorgen.

Das Projekt war am 29. Oktober auch Thema beim Kongress für Kreislaufwirtschaft in Stuttgart. In der Landeshauptstadt pries Umweltministerin Thekla Walker (Grüne) die Entwicklung als beispielgebend für nachhaltige Industriepolitik im Ländle.

Doch sorgt der Umstand für Ernüchterung, dass offenbar noch nichts in trockenen Tüchern zu sein scheint. Beide Seiten beeilten sich, die jeweiligen Zugeständnisse an die andere Seite zu betonen und laut Trump wird er „ziemlich bald“ ein Handelsabkommen unterzeichnen. Allerdings räumte er ein, dass es noch Stolpersteine gebe. Zudem sei der gefährlichste potenzielle Krisenherd zwischen den USA und China - Taiwan - nicht angesprochen worden.

Strom: Etwas fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead im Base legte um 23,75 Euro auf 93,50 Euro/MWh zu. Für den Peak ergab sich ein Aufschlag von 37,25 Euro auf 99,25 Euro/MWh. An der Börse mussten für die Grundlast 93,24 Euro/MWh entrichtet werden. Für die Spitzenlast betrug der Preis 98,92 Euro/MWh. Auslöser für den Preisanstieg beim Day-ahead war die deutlich geringere Einspeiseleistung, die für den Freitag prognostiziert wird.

 Die Meteorologen von Eurowind erwarten einen Beitrag von Wind und Solar von 23 GW, während für den Berichtstag 31,8 GW vorhergesagt worden waren. Den Samstag gibt Eurowind mit 29,5 GW an. Noch bis Mitte der kommenden Woche ist laut dem Wetterdienst mit recht hohen Einspeiseleistungen zu rechnen.

Für die Zeit danach geht das längerfristig orientierte US-Wettermodell allerdings von einem Abflauen des Windes auf unterdurchschnittliche Werte aus, was bereits am Berichtstag das kurze Ende des Markts gestützt haben sollte. Die Temperaturen in Deutschland und Nordwesteuropa dürften allerdings bis Mitte November über den Durchschnittswerten liegen. Am langen Ende legte das Cal 26 um 0,82 auf 87,72 Euro/MWh zu.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag etwas zugelegt. Der Dec 25 zeigte sich gegen 13.47 Uhr mit einem Plus von 0,44 Euro auf 79,25 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 79,54 Euro, das Tief bei 78,69 Euro/Tonne. Die CO2-Preise bewegen sich damit weiter innerhalb der mittlerweile fest etablierten Spanne von 77 bis 80 Euro/Tonne für den Dezember-Terminkontrakt. 

Selbst angesichts der mittelfristig bevorstehenden kälteren Witterung und der kürzeren Tageslichtstunden bleiben die EUAs weitgehend unbeeindruckt. Zum jetzigen Zeitpunkt scheine es, dass jede bedeutende Richtungsbewegung einen erheblichen Katalysator erfordere, so die Analysten von Belektron. Der allgemeine Marktkonsens deute darauf hin, dass die EUAs in naher Zukunft wahrscheinlich keine größeren Schwankungen erleben werden. Diese Einschätzung wird durch die implizite Volatilität gestützt, die weiterhin auf einem historisch niedrigen Niveau liegt.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Donnerstag wenig verändert präsentiert. Der TTF-Frontmonat November verlor bis gegen 13.55 Uhr um 0,07 auf 31,70 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,05 auf 32,6 Euro/MWh hinunter. Damit zeigt sich an den Gasmärkten weiterhin nur wenig Bewegung.

Bearish auf die Preise wirken sich Prognosen aus, die von einer weiterhin sehr milden Witterung in den kommenden zwei bis drei Wochen ausgehen. Allerdings soll das derzeit noch gute Windaufkommen in Nordwesteuropa bereits Mitte der kommenden Woche von einer längeren Schwachwindphase abgelöst werden.

Die Heating Degree Days belaufen sich aktuell auf 52,6, während der saisonale Durchschnittswert 61,9 beträgt. Bearish dürfte sich auch ein Sprung bei der Liefermenge von Norwegen-Gas nach Europa auswirken. Diese gibt der Netzbetreiber Gassco für den Berichtstag mit satten 330,7 Millionen Kubikmetern an. Am Vortag waren nur 288,6 Millionen Kubikmeter angefallen.