Die Koalition strebt einen technologieoffeneren Kurs an und will sich dafür einsetzen, dass künftig nicht nur reine E-Autos, sondern auch Plug-in-Hybride sowie Range Extender zugelassen werden dürfen. Auch hochentwickelte Verbrenner sollten künftig noch zulässig sein. Derzeit sehen die EU-Vorgaben vor, dass ab dem Jahr 2035 keine Neuwagen mehr zugelassen werden dürfen, die noch CO2 ausstoßen, womit Verbrenner-Fahrzeuge faktisch verboten sind. Nach Kritik aus der Industrie und Mitgliedsstaaten hatte die EU-Kommission angekündigt, die entsprechende Verordnung prüfen zu wollen. Vorschläge dazu sollen voraussichtlich am 10. Dezember vorgelegt werden.

Der Uniti Bundesverband Energie Mittelstand formuliert in einer ersten Analyse vom 28. November 2025 seine Zustimmung zum Vorstoß der Koalition und sieht darin eine „begrüßenswerte Absage an den all electric-Ansatz der EU in der Verbrennerfrage“. Es sei positiv hervorzuheben, betont Uniti-Hauptgeschäftsführer Elmar Kühn in einem Verbandsstatement, dass „der Bundeskanzler zudem ausdrücklich den einstimmig von den Ministerpräsidenten der Länder gefassten Beschluss, auch nach 2035 weitere Technologien wie Plug-in-Hybride, Elektrofahrzeuge mit Range Extendern sowie hocheffiziente Verbrenner zuzulassen“, anführe.

Die von Friedrich Merz in einem Schreiben an die EU-Kommissionspräsidentin formulierte Forderung, Beimischungsquoten für synthetische und fortschrittliche biogene Kraftstoffe zu erhöhen und auch traditionelle Biokraftstoffe zur berücksichtigen, bewertet Uniti, als „wichtiges Signal für den Hochlauf erneuerbarer Kraftstoffe“. Auch die formulierte Absage der Koalition an eine seitens der EU angedachte verpflichtende Elektroauto-Quote für Firmenflotten wird von Uniti begrüßt. 

Der Verband, der die Interessen mittelständischer Energiehändler und Tankstellenbetreiber in Deutschland vertritt, kommt zu dem Resümee, Bundeskanzler und Bundesregierung hätten klargestellt, „dass der von der EU-Kommission regulativ vorangetriebene “all electric„-Ansatz im Straßenverkehr“ nicht länger mitgetragen werde.

Der Rat sieht insbesondere beim Verkehr über 16 Tonnen großen Handlungsdruck, da dieser Bereich einen wesentlichen Teil der CO2-Emissionen verursacht. Während Pkw zunehmend elektrisch fahren, beginne die Transformation im schweren Güterverkehr erst. Der Rat hebt hervor, dass batterieelektrische Lkw eine wichtige Rolle einnehmen. Wasserstoff biete jedoch Vorteile, wenn hohe Reichweiten, kurze Betankungszeiten und fehlende Ladeinfrastruktur den Einsatz batterieelektrischer Technik erschweren.
 
Nach Angaben des Rats eignen sich Brennstoffzellenantriebe für lange Distanzen besonders. Kurzfristig können auch Verbrennungsmotoren, die Wasserstoff nutzen, den Hochlauf unterstützen. Die Experten gehen davon aus, dass Wasserstoff langfristig die Resilienz im Verkehrssektor erhöht und industrielle Wertschöpfung schafft. Voraussetzung dafür seien jedoch niedrigere Kosten für Fahrzeuge, Infrastruktur und Energieträger.

Mindestens 100 H2-Tankstellen in Deutschland gefordert

Der Rat fordert eine nationale Strategie für Wasserstofftankstellen, die schwere Nutzfahrzeuge bedienen können. Mindestens 100 geeignete Standorte in Deutschland sollten entstehen, europaweit mehr als 600 entlang der TEN-T-Korridore. Dies sind die wichtigsten europäischen Verkehrsachsen. Sie gehören zum „Trans-European Transport Network“, einem EU-weiten Infrastrukturprogramm, das Straßen-, Schienen- und Wasserwege verbindet, um den Güter- und Personenverkehr in Europa zu verbessern.

Der NWR empfiehlt eine enge Abstimmung innerhalb Europas, damit Standards und Betankungsprotokolle einheitlich bleiben. Zudem soll die Logistik für Transport, Verflüssigung und Verteilung des Wasserstoffs gefördert werden. Im Rat gibt es unterschiedliche Einschätzungen zur Frage, ob Elektrolyseure gezielt für den Mobilitätssektor priorisiert werden sollten. Eine Mehrheit spricht sich dafür aus, um internationale Wettbewerbsfähigkeit zu sichern. Eine Minderheit lehnt dies ab, weil eine sektorale Priorisierung als nicht zweckmäßig betrachtet wird.

Wirtschaftlicher Rahmen entscheidend

Laut dem Rat sei der wirtschaftliche Rahmen entscheidend für den Einsatz wasserstoffbetriebener Lkw. Laut Stellungnahme fehlen Förderprogramme, die mit denen für batterieelektrische Fahrzeuge vergleichbar sind. Die Experten fordern daher Zuschüsse für Fahrzeuge und Tankstellen sowie eine vereinfachte Förderung, die Besonderheiten der Wasserstofftechnik berücksichtigt. Bestehende Programme sollen sich stärker auf Nutzfahrzeuge über 16 Tonnen konzentrieren.

Zusätzlich empfiehlt der Rat regulatorische Anpassungen. Dazu zählt eine Weiterentwicklung der Treibhausgasquote bis 2040. Vorgesehen ist auch eine Unterquote für synthetische, nicht biogene Kraftstoffe von 2,7 Prozent, die dreifach angerechnet werden soll. Dies entspricht netto 0,9 Prozent und soll sicherstellen, dass geplante Projekte für klimaneutralen Wasserstoff im Raffineriebereich nicht ins Stocken geraten.

Die fünfseitige Stellungnahme „Die Bedeutung des Wasserstoffs für die Dekarbonisierung“ ist über die Internetseite des NWR downloadbar.

Doel 2 hatte seit Anfang der 1970er-Jahre Strom produziert, zuletzt mit einer Leistung von 450 MW. Die Stilllegung folgt der 2003 in Belgien verabschiedeten Phase-out-Gesetzgebung – nach mehrfacher Fristverlängerung wird damit die erste Generation belgischer Reaktoren Schritt für Schritt abgeschaltet. 

In Betrieb bleiben nun die beiden leistungsstarken Reaktoren Doel 4 und Tihange 3 mit einer Gesamtbruttokapazität von rund 2.200 MW. Diese dürfen bis 2035 weiter betrieben werden, nachdem der Betreiber Engie und der belgische Staat eine Laufzeitverlängerung vereinbart hatten. Zu diesem Zweck gründeten sie eine gemeinsame Gesellschaft „BE-NUC“ als Joint Venture. Die Verantwortung für Atommüll ging gegen eine Zahlung von Engie in Höhe von 15 Milliarden Euro auf den Staat über. 

Mit den Abschaltungen 2025 reduziert sich die Nuklearkapazität Belgien deutlich und der Ausstieg aus der „ersten Reaktor-Generation“ ist faktisch abgeschlossen. Ein vollständiger Atomausstieg bis 2025 wurde zwar früher beschlossen – doch mit der Verlängerung von Doel 4 und Tihange 3 änderte sich der Kurs. Ihr Betrieb wird durch CfD (Contracts for Difference) zwischen dem Betreiber und dem belgischen Staat subventioniert. Dies hatte die EU-Kommission am 20. Februar 2025 genehmigt. Die Vereinbarung zwischen der belgischen Regierung und Engie wurde am 14. März dieses Jahres abgeschlossen.

Am 20. Dezember 2022 hatte die EU-Kommission das Stabilisierungspaket für Uniper beihilferechtlich genehmigt. Im Rahmen der Genehmigung hat die EU-Kommission eine Reihe von strukturellen Abhilfemaßnahmen festgelegt, die Uniper umsetzen muss. Eine der Auflagen ist der Verkauf von Datteln 4. Der Käufer ist die „ResInvest Group“, ein internationales Handels- und Investmentunternehmen mit Hauptsitz in Prag.

Datteln 4 versorgt Haushalte mit Strom, die Deutsche Bahn mit Bahnstrom und liefert Fernwärme an mehrere tausend Haushalte im nördlichen Ruhrgebiet. Am Kraftwerksstandort in Datteln sind zurzeit über 100 Mitarbeitende beschäftigt.

Rechnet das russische Ministerium für Wirtschaftsentwicklung nur mit einem Rückgang der Gasproduktion um 0,5 Prozent, erwartet die Internationale Energieagentur einen Anstieg auf 690 Milliarden Kubikmeter Gas für 2025. Jüngst bescheinigte das russische Statistikamt Rosstat eine sinkende Gasförderung von Januar bis Oktober 2025 im Vergleich zum Vorjahreszeitraum von über 3 Prozent auf 540 Milliarden Kubikmeter Gas.

Nachfragerückgang bei russischem LNG

Die CPI-Analysten gehen davon aus, dass die Pipeline-Exporte in diesem Jahr gegenüber dem Vorjahr um 4 Prozent auf 114 Milliarden Kubikmeter zurückgehen, und auch die LNG-Lieferungen um 6 Prozent auf 44 Milliarden Kubikmeter sinken. Der Rückgang der Pipeline-Exporte basiert auf dem Transitstopp von russischem Gas über die Ukraine zum Jahresanfang, der zuletzt rund jährlich 15 Milliarden Kubikmeter Gas umfasste.

Sollten sich die Prognosen vom CPI bewahrheiten, ließen sich die weggefallenen Transitmengen vor allem durch höhere Lieferungen nach China über die Gasleitung Kraft Sibiriens und über die Schwarzmeergasleitung Turkstream bis auf eine Lücke von 5 Milliarden Kubikmeter Gas ausgleichen. Zahlen des Brüsseler Thinktank Bruegel zeigen, dass die Europäische Union ihre russischen LNG-Importe in den ersten zehn Monaten dieses Jahres um 8 Prozent auf 14,5 Milliarden Kubikmeter zurückgefahren hat.

Auch China importierte von Januar bis Oktober 2025 weniger LNG aus Russland. Laut chinesischen Zolldaten lagen sie bei 6,3 Millionen Tonnen (knapp 9 Milliarden Kubikmeter Gas). Im Vergleich zum Vorjahreszeitraum mit 6,7 Millionen Tonnen entspricht dies einem Rückgang von 6 Prozent. Den Rückgang in China erklären Medien mit einer schwächelnden Inlandsnachfrage und mehr Gasimporten über Kraft Sibiriens. 

Anders verhält es sich mit den LNG-Importen der EU aus den USA. Sie legten Bruegel zufolge in den ersten drei Quartalen 2025 gegenüber dem Vorjahreszeitraum um 23 Milliarden Kubikmeter kräftig zu und betrugen somit 61 Milliarden Kubikmeter LNG. Russische Gasliefermengen konnten folglich durch LNG aus den USA ersetzt werden. Die Vereinbarung zu Energieimporten aus den USA im Rahmen des Zoll-Deal zwischen EU und USA hat sich offenbar ausgewirkt.

Ebenso führten US-Sanktionen gegen die zwei mittelgroßen Produktionsstätten Cryogas-Vysotsk und Portovaya an der Ostsee dazu, dass weniger russisches LNG in europäischen Häfen umgeschlagen wurde. Im vergangenen Jahr importierte die EU 52 Milliarden Gas aus Russland. Kommen in der EU aus den USA bis zum Jahresende weitere 20 Milliarden Kubikmeter LNG hinzu, summiert sich der erhöhte Lieferumfang der USA an die EU in diesem Jahr auf rund 30 Milliarden Kubikmeter LNG. Um wie viel russische Gasbezüge noch zu ersetzen sind, hängt vom Gasverbrauch in den EU-Staaten ab. Mit Blick auf einen steigenden Anteil von erneuerbaren Energien dürfte dieser sich sukzessive reduzieren.

Festhalten an Turkstream 

Bis zum geplanten Ausstieg der EU aus russischen Energieimporten bleiben die Turkstream-Lieferungen bis Ende 2027 und die LNG-Importe, die nach den jüngsten EU-Sanktionen Anfang 2027 enden sollen, weiter auf der Agenda. Ein Ende von Turkstream-Gas lehnen die Slowakei und Ungarn ab. Ungarns Premier Viktor Orban reiste am 28. November nach Moskau zu Gesprächen mit Präsident Wladimir Putin, um ihm zu versichern, weiter Energieträger aus Russland beziehen zu wollen.

„In Ungarn sind die Energiepreise heute die niedrigsten in ganz Europa. Das liegt daran, dass wir Zugang zu billigem russischem Öl und Gas haben, das im Vergleich zum internationalen Preisniveau günstig ist“, zitierte „Ungarnheute.hu“ Orban. Nach seinem Treffen mit US-Präsident Donald Trump am 7. November verkündete er auf einer Pressekonferenz mit ungarischen Journalisten, dass Trump ihm eine fristlose Ausnahmeregelung für russische Gas- und Öllieferungen zugesichert habe. Als Medien hier über eine Jahresfrist berichteten, tat dies Außenminister Peter Szijjarto als Fakenews ab.

Abnehmende Gasexporte schlagen sich zugleich im russischen Haushalt negativ nieder. Aus Angaben des russischen Finanzministeriums geht hervor, dass die Einnahmen aus dem Öl- und Gassektor in den Monaten Januar bis Oktober 2025 über 21 Prozent im Budget niedriger ausfielen als im Vorjahreszeitraum, und der Anteil an den Haushaltseinnahmen von über 30 auf 25 Prozentgefallen ist.

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 2,70 und 2,75 Euro/Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.
 

 
Laut dem Online-Verbraucherportal Verivox, ADAC und Statistischem Bundesamt lag der Energiekostenindex im Oktober 2025 bei 143. Im Oktober 2022 betrug dieser 220 und erreichte seinen bisherigen Höchststand. In jenem Monat waren die Auswirkungen der Energiekrise aufgrund des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine deutlich spürbar. Basis ist der Januar 2015. Berücksichtigt werden die Kosten für Heizung, Elektrizität und Mobilität.

Die sogenannte Pembroke Battery soll südlich des bestehenden Kraftwerks auf einer Fläche von 5,1 Hektar entstehen. Das Speichersystem soll aus bis zu 212 Lithium-Ionen-Batteriecontainern bestehen. Nach der geplanten Fertigstellung im zweiten Halbjahr 2028 soll der Speicher zwei Stunden lang kontinuierlich mit voller Leistung ins Stromnetz einspeisen können. Der Baubeginn ist für die erste Hälfte 2026 vorgesehen. Die Genehmigung wurde im Januar 2025 erteilt. 

Bei der jüngsten Auktion im britischen Kapazitätsmarkt erhielt das Projekt einen Zuschlag. Voraussetzung für die geplante Inbetriebnahme bleibt der Netzanschluss, der derzeit noch aussteht. 

RWE sieht in der Pembroke Battery ein zentrales Projekt zur Netzstabilisierung in einem sich wandelnden Energiesystem. Laut Nikolaus Valerius, CEO von RWE Generation SE, eignen sich Batteriespeicher besonders für die schnelle und flexible Unterstützung des Stromnetzes: „Unsere Pembroke-Batterie ist unser Flaggschiff-Speicherprojekt in Großbritannien. Sie wird einen wichtigen Beitrag zur Stabilisierung des britischen Energiemarktes leisten, indem sie überschüssige Energie effizient speichert und bei Bedarf gezielt ins nationale Stromnetz einspeist.“ 

Auch die walisische Regionalregierung hebt die Bedeutung des Projekts hervor. Eluned Morgan, First Minister von Wales, betonte das wirtschaftliche Potenzial für die Region und die Rolle von Wales beim Ausbau erneuerbarer Energien. Die Anlage solle Arbeitsplätze schaffen und eine grünere Energiezukunft unterstützen. 

RWE betreibt derzeit weltweit Batteriespeicher mit einer Gesamtleistung von rund 1.200 MW. Weitere 2.700 MW befinden sich im Bau. Speichertechnologien gelten als zentrale Bausteine für die Integration erneuerbarer Energien, insbesondere bei stark fluktuierenden Einspeisungen aus Wind- und Solaranlagen. Sie ermöglichen schnelle Reaktionen auf Nachfrage- oder Erzeugungsschwankungen und tragen zur Versorgungssicherheit bei.

Der Doppelstandort an der A3 verfügt je Fahrtrichtung über drei Ladesäulen mit jeweils zwei Schnellladepunkten, die bis zu 400 kW leisten und ausschließlich mit Ökostrom versorgt werden. Damit sind die ersten von 166 Ladepunkten an 33 unbewirtschafteten Rastanlagen fertig, die Total 2024 in einer der Deutschlandnetz-Ausschreibungen des Verkehrsministeriums zugesprochen bekommen hatte. 2023 hatte Total Energies im Rahmen der ersten Ausschreibung den Zuschlag für den Aufbau und Betrieb von 1.100 Schnellladepunkten an 134 Standorten in Ost-, Mittel- und Westdeutschland abseits von Autobahnen erhalten. Davon sind mehr als 40 Standorte in Betrieb.​ 
 
Das Deutschlandnetz soll insgesamt rund 9.000 zusätzliche Schnellladepunkte schaffen, davon rund 200 an unbewirtschafteten Autobahn-Rastanlagen; das Bundesverkehrsministerium investiert darin 2,3 Milliarden Euro.

Parallel zu den geförderten Standorten baut Total Energies weitere Ladeinfrastruktur auf eigenen Flächen sowie an Partner-Standorten wie Supermärkten und Einkaufszentren auf und betreibt in Deutschland mittlerweile mehr als 7.500 Ladepunkte.​ Auf europäischer Ebene kommt Total auf über 74.000 Ladepunkte in unterschiedlichen Segmenten − vom öffentlichen Laden bis zu Angeboten für Flotten und Gewerbekunden.

In Deutschland ist das Unternehmen seit 1955 aktiv und kombiniert klassische Aktivitäten wie Raffineriebetrieb, Kraftstoffe und LNG mit einem wachsenden Geschäft in erneuerbaren Energien, Offshore-Wind, Photovoltaik und Stromvermarktung.

Total hatte bereits 2023 deutsche Autobahn-Ladepunkte, verkaufte in jenem Jahr aber sein gesamtes deutsches Tankstellennetz an die kanadische Circle K. Die Tankstellen sind zwar bis 2028 auf Total Energies gebrandet und der Kraftstoff kommt von Total Energies, erfuhr diese Redaktion auf Nachfrage. Doch dem Vernehmen nach hat Circle K zumindest einige Ladepunkte auf sein Rot umgebrandet. Insofern ist „Weißer Graben“ tatsächlich wieder der erste Autobahn-Ladepunkt von Total Energies in Deutschland.

Die Installation von Ladehubs mit High-Power-Charging (HPC) in der City ist bisher in der Regel mit großem Aufwand, hohen Kosten und schwieriger Standortsuche verbunden, nicht zuletzt wegen des erforderlichen Netzausbaus und der Einbindung in das Mittelspannungsnetz. Das lässt sich ändern. Als Anbieter von Ladeinfrastruktur gehen wir in Stuttgart neue Wege. Wir haben den ersten Schnellladepark in Betrieb genommen, der mit einem Niederspannungsanschluss auskommt – eine wegweisende Lösung mit hochinnovativer Technik. Die ultraschnellen HPC-Lader sind batteriegestützt und mit einem intelligenten Lastmanagementsystem gekoppelt. Das bringt viele Vorteile mit sich – für die Energiewende, die Beschaffung, die Standortwahl sowie für die E-Mobilistinnen und Mobilisten selbst.

Der Speicher macht es möglich

Möglich macht das schnelle Laden im Niederspannungsnetz eine innovative Batterietechnik von ADS-TEC Energy, einem baden-württembergischen Unternehmen, in Kombination mit einem intelligenten Energiemanagementsystem von Vector Informatik aus Stuttgart. Die Verknüpfung der beiden Elemente trägt nicht nur dazu bei, Schnellladehubs schneller und kostengünstiger zu realisieren. Die Technik hilft auch dabei, die Energiewende effizienter zu gestalten: Wir können so das Angebot an Strom aus erneuerbaren Energien beschaffungsseitig optimal nutzen und den lokalen Energiespeicher netzdienlich zur Stabilisierung einsetzen.

Mit dem intelligenten Lademanagement „vCharM“ von Vector und der Batterielösung von ADS-TEC Energy werden jetzt schon Ladeverbrauch und Stromerzeugung zeitlich entkoppelt. Die integrierte Flexibilität der Speicher sorgt für hohe Ladeleistungen und dient zugleich als Multi-Tool für die Energiewende. Das heißt, wir kaufen elektrische Energie günstig ein, wenn überschüssiger grüner Strom am Markt ist. Gleichzeitig entlasten wir durch die Befüllung der Batterie in solchen Situationen das Netz. Damit reduziert sich auch der künftige Ausbaubedarf des Netzes.

Gemeinsam mit unseren Partnern wollen wir das Grundkonzept von kostenoptimiertem und netzdienlichem Laden weiterentwickeln. Einer der nächsten Schritte wird sein, dass wir aus der Batterie auch Energie ins Stromnetz zurückspeisen. Dann könnte der Speicher sowohl bei einem Über- wie auch einem Unterangebot zur Netzstabilisierung dienen. Sektorübergreifend planen wir zudem die Integration von Photovoltaik-Lösungen am Hub.

Die Kundschaft teilhaben lassen

Perspektivisch wollen wir auch dynamische Ladetarife einführen. Dann können unsere Kundinnen und Kunden von den unterschiedlichen Marktpreisen an der Strombörse direkt profitieren. Darin sehen wir die Chance, dass sich die Preissituation auf das Nutzungsverhalten und damit auf die Netzauslastung auswirken wird. Im Idealfall werden dann nicht nur die Batteriespeicher geladen, wenn der Ökostrompreis verhältnismäßig niedrig ist, sondern auch viele Fahrzeuge.

Unser erster Schnellladepark im Niederspannungsnetz verfügt über acht HPC-Ladepunkte, an denen Elektroautos mit einer Leistung von bis zu 300 Kilowatt geladen werden können, mit Ökostrom der Stadtwerke Stuttgart. Wir sind der wichtigste Umsetzungspartner der baden-württembergischen Landeshauptstadt auf ihrem Weg zur Klimaneutralität. Allein für das Gelingen der Mobilitätswende werden wir die Voraussetzung für 14.000 Ladepunkte in Stuttgart schaffen, davon werden rund 2.000 Schnelllader sein.

*Peter Drausnigg, Geschäftsführer der Stadtwerke Stuttgart GmbH
 

Gemäß der Vereinbarung erwirbt Trane Technologies 49 Prozent mit der Option, nach drei Jahren die vollständige Eigentümerschaft zu übernehmen. Die Behörden müssen dem Zusammenschluss jedoch noch zustimmen. Kieback & Peter wird laut der Mitteilung weiterhin als eigenständiges Unternehmen und Marke unter der Leitung des geschäftsführenden Gesellschafters Christoph Ritzkat agieren.

Die Partnerschaft umfasst eine Vermarktungsvereinbarung, die es beiden Unternehmen ermöglichen soll, ihr jeweiliges Portfolio in der gesamten EMEA-Region (Europa, Naher Osten und Afrika) anzubieten. Kieback & Peter bringt Steuerungs- und Gebäudemanagementsysteme ein, während Trane seine Position im Markt für Klimatechnik nutzt.

Die Unternehmensleitung von Kieback & Peter sieht in dem Einstieg von Trane die Grundlage für den Ausbau des Geschäfts. „Ich bin überzeugt, dass unsere Zusammenarbeit mit Trane Technologies uns helfen wird, auf unserer Tradition aufzubauen und nachhaltiges Wachstum durch erweiterte Fähigkeiten, Angebote und kundenorientierte Lösungen voranzutreiben“, teilte Christoph Ritzkat dazu mit. Trane verfolgt das Ziel, sein Angebot im Bereich der Gebäudetechnik zu erweitern und über die Partnerschaft den Zugang zu Steuerungs- und Managementsystemen zu stärken.

Der Berliner Spezialist für Gebäudeautomation, Kieback & Peter, hat derzeit 1.700 Mitarbeitende an 50 Standorten weltweit. Die Kunden kommen aus dem öffentlichen Sektor, dem Gesundheitswesen sowie der Industrie. Zur Kundschaft gehören unter anderem das Bauprojekt Cube Berlin, dem Flughafen Charles de Gaulle in Paris oder dem Motorenwerk von Mercedes-Benz in Peking. 
Trane Technologies bezeichnet sich selbst als „Klimainnovator“, der sich auf die Entwicklung nachhaltiger Heiz-, Kühl- und Transportkühllösungen konzentriert. Zum Konzern gehören die Marken Trane und Thermo King. Hierzulande ist der Konzern durch die Trane Deutschland GmbH vertreten, ein Anbieter von Flüssigkeitskühlern, Klimaanlagen, Wärmepumpen und dazugehörenden Dienstleistungen.

Nach Angaben des Landesenergieministers Armin Willingmann (SPD) stärkt die Wahl Mühlsteins den Einfluss der Landesenergieagentur auf Bundesebene. Der Politiker erklärt, Mühlstein präge die Arbeit der „LENA“ seit vielen Jahren und halte engen Kontakt zu Unternehmen, kommunalen Akteuren und Bürgern. 

Mühlstein war bereits zuvor in führenden Funktionen im Verband aktiv. Seit 2021 agierte er als stellvertretender Vorsitzender, davor verantwortete er ab 2019 die Finanzen des Bundesverbands der Energie- und Klimaschutzagenturen Deutschlands. Der Verband bündelt derzeit nach eigener Aussage 39 Energieagenturen aus dem gesamten Bundesgebiet. Die Mitglieder arbeiten an Projekten zu Energieberatung, Klimaschutzstrategien und der Umsetzung regionaler Wärmewendeprogramme.

Mühlstein kündigte nach Verbandsangaben an, die Zusammenarbeit zwischen den regionalen Agenturen weiter auszubauen, um Kommunen und Unternehmen mit technischen und organisatorischen Lösungen für die Energiewende zu unterstützen. Er betont die Bedeutung gemeinsamer Projekte, die regionale Expertise sichtbar machen und den Austausch von erprobten Konzepten fördern.
 

In seiner neuen Funktion unterstütze er Stadtwerke und Netzbetreiber weiterhin dabei, ihre „Energiewendefähigkeit“ zu erreichen. Zu Müggenburgs Aufgaben zähle, die Steuerung der Infrastrukturgeschäfte der Kunden kritisch zu prüfen und an künftige Anforderungen anzupassen, heißt es weiter.

Darüber hinaus überführt er komplexe Transformationsprozesse in Aufgaben und Strukturen, die für alle Beteiligten nachvollziehbar und umsetzbar sind. Im fachlichen Austausch mit Kunden adressiert Müggenburg regelmäßig Themen wie NEST-Prozesse, Finanzierung von Infrastrukturen und Digitalisierung von Abläufen.
 Bei der LBD werden je nach Projekt Expertenteams zusammengestellt, die jährlich mehr als 100 Vorhaben bearbeiten. „Über 30 Jahre Erfahrung in der strategischen Beratung gewährleisten eine hohe Kompetenz bei der Konzeption und Umsetzung der Projekte.“
 

Jawad arbeitete zuvor unter anderem bei Ikea und Johnson Controls. Dort leitete er internationale Personalbereiche. Seine Ausbildung im Arbeitsrecht und ein MBA ergänzen sein Profil. In seiner neuen Funktion bei Getec als CHRO entwickelt und steuert Jawad die Personalstrategie des Konzerns. Dazu zählen Maßnahmen zur Mitarbeiterbindung und die Weiterentwicklung des Talentmanagements.

Getec ist spezialisiert auf Energie- und Infrastrukturlösungen für Industrie- und Immobilienkunden. Das Unternehmen hat über 3.100 Mitarbeitende an rund 50 Standorten. Getec entwickelt, finanziert und betreibt über seine regionalen Plattformen in Deutschland, Italien, der Schweiz, den Benelux-Ländern, Österreich und Polen kritische Energieinfrastruktur in ganz Europa. 
 

Löhlein verantwortete bislang den Bereich Strategie und Unternehmensentwicklung der Bayernwerk-Gruppe. Davor war er in verschiedenen Positionen bei der Krones AG sowie der Siemens AG tätig. Bayernwerk-Vorstand Egon Leo Westphal lobt die bisherigen Beiträge Löhleins zur strategischen Ausrichtung des Bayernwerks. Löhleins Expertise, Know-how und Engagement werden nun in operativer Verantwortung zur Wirkung kommen, so Westphal.

Die unmittelbaren militärischen Folgen der Kämpfe in der Ukraine sind allerdings auch die Ursache für die Zugewinne beim Erdöl, das damit wieder einmal eine Außenseiterposition bei der Preisentwicklung einnimmt. Hinzu kommen die Prognosen in Nordwesteuropa, die vom 7. Dezember an von mildem bis sehr mildem Wetter ausgehen. Beide Faktoren zusammen mit der guten Gas-Versorgungslage haben mittlerweile dazu geführt, dass Erdgas seine bisherige starke Unterstützung bei 30 Euro durchbrochen hat.

Strom: Schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Day-ahead präsentierte sich mit 100,50 Euro je Megawattstunde im Base und 116,25 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse mussten für die Grundlast 100,37 Euro und in der Spitzenlast 116,25 Euro je Megawattstunde gezahlt werden. Am Freitag waren für den Montag außerbörslich 98 Euro entrichtet worden.

Der Preisanstieg vom Montag auf Dienstag entspricht der geringeren Einspeiseleistung der Erneuerbaren von 22,8 Gigawatt für den zweiten Tag der Arbeitswoche gegenüber 25,7 Gigawatt für den Berichtstag. Für die Tage von Mittwoch an gehen die Meteorologen von Eurowind von einer schwachen bis allenfalls moderaten Einspeiseleistung der Erneuerbaren aus. Für den Mittwoch selbst werden dabei nur 9,7 Gigawatt vorhergesagt.

Am langen Ende sank das Stromfrontjahr bis zum Nachmittag unter dem Eindruck der Abgaben an den Nachbarmärkten, vor allem von Gas, um 1,32 Euro auf 86,02 Euro je Megawattstunde.

CO2: Der CO2-Markt zeigte sich am Montagnachmittag etwas leichter und konsolidiert um die Marke von 83 Euro. Bis gegen 13.10 Uhr verlor der Dec 25 um 0,24 Euro auf 83,03 Euro je Tonne. Das Hoch lag bei 83,37 Euro, das Tief bei 82,65 Euro.

Unterstützung dürfte CO2 vom ausgedünnten Auktionskalender in der laufenden Woche erhalten. Da keine polnische Auktion angesetzt ist, vermindert sich das Angebot um 16 Prozent. Nach Ablauf der Woche stehen nur noch sechs weitere Auktionen an. Die letzte Versteigerung des Jahres findet am 15. Dezember statt. Die erste Auktion im neuen Jahr ist für den 7. Januar angesetzt. Während der Pause ist mit sehr wenig Liquidität am Markt zu rechnen.

Erdgas: Schwächer haben sich am Montag die europäischen Gasmärkte gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.15 Uhr 0,880 Euro auf 27,950 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 1,125 auf 29,750 Euro nach unten.

Der Gaspreis hat damit seine Abwärtsbewegung fortgesetzt „Aktuelle Modelle deuten auf überdurchschnittlich warme Temperaturen in Europa hin, was die Nachfrage nach Gas belasten könnte“, so die Analysten von ANZ Research. „Die Händler scheinen zuversichtlich, dass die Vorräte reichlich sein werden und die Versorgungsunternehmen in der Lage sein werden, die Nachfrage während der Hochsaison zu decken.“

Die Speicherkapazitäten in der EU sind derzeit zu 75 Prozent gefüllt. Laut dem US-Wettermodell setzt sich am Samstag mildes bis sehr mildes Wetter mit knapp durchschnittlichem Windaufkommen in Deutschland und Nordwesteuropa durch, das mehrere Tage anhalten soll. Zudem lastet auch eine schwache LNG-Nachfrage aus Asien auf den Preisen für europäisches Erdgas.