Zu den Unterzeichnern des Appells zählen unter anderem der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) sowie der Verband kommunaler Unternehmen (VKU). Weitere beteiligte Organisationen vertreten unter anderem die Wohnungswirtschaft, das Handwerk, die Industrie sowie Städte, Gemeinden und Landkreise.

Vereinfachung der Vorgaben

Nach Auffassung der Verbände enthält das bestehende GEG eine Vielzahl kleinteiliger und teils praxisferner Vorgaben. Insbesondere die Regelungen zu Heizungsanlagen würden häufig weder die Lebensrealität vieler Gebäudeeigentümer noch die systemischen Zusammenhänge der Wärmeversorgung ausreichend berücksichtigen. Die Verbände sprechen sich deshalb für eine grundlegende Vereinfachung der Vorgaben aus. Laut dem Bündnis sollte die Reform stärker auf Praxistauglichkeit und Effizienz ausgerichtet sein und bürokratische Hürden abbauen.

Das geplante Gebäudemodernisierungsgesetz müsse verständlich, technologieoffen und investitionsfreundlich ausgestaltet werden, um den Weg zu einem klimaneutralen Gebäudebestand zu ebnen. Nach Einschätzung der Verbände ist Planungssicherheit eine zentrale Voraussetzung dafür, dass Eigentümer, Wohnungsunternehmen und Kommunen langfristige Entscheidungen treffen können. Verlässliche Rahmenbedingungen seien auch notwendig, um die Wärmewende wirtschaftlich tragfähig umzusetzen.

65 Prozent erneuerbare Energien beibehalten

Die Verbände bewerten die bestehende Anforderung, wonach neue Heizungsanlagen zu 65 Prozent mit erneuerbaren Energien betrieben werden sollen, grundsätzlich als geeignet, um den Hochlauf erneuerbarer Energien im Gebäudesektor weiter zu unterstützen. Mögliche Alternativregelungen, etwa über Vorgaben zur CO2-Minderung, müssten sich nach Ansicht des Bündnisses an diesem Maßstab messen lassen. Entscheidend sei, dass die Klimaziele erreicht werden, ohne zusätzliche Komplexität zu schaffen.

Darüber hinaus fordern die Organisationen mehr Flexibilität bei der Wahl von Energieträgern, Heiztechnologien und Effizienzmaßnahmen. Auch innovative Ansätze wie Quartierslösungen sollten stärker berücksichtigt werden. Diese könnten insbesondere in dicht besiedelten Gebieten oder bei Bestandsgebäuden eine wirtschaftliche und technisch sinnvolle Alternative zu Einzelmaßnahmen darstellen.

Kommunale Wärmeplanung fördern

Eine wichtige Orientierungsfunktion schreiben die Verbände der kommunalen Wärmeplanung zu. Sie könne Eigentümern und Unternehmen eine verlässliche Grundlage für Investitionsentscheidungen bieten und dazu beitragen, lokale Gegebenheiten besser zu berücksichtigen. Voraussetzung dafür sei jedoch, dass die gesetzlichen Vorgaben auf Bundesebene mit den Planungsprozessen vor Ort abgestimmt werden.

Als weiteren zentralen Punkt benennt das Bündnis einen verlässlichen Förderrahmen. Laut der gemeinsamen Erklärung ist dieser entscheidend für Akzeptanz, Umsetzung und wirtschaftliche Tragfähigkeit der Wärmewende im Gebäudebereich. Förderprogramme müssten langfristig angelegt, transparent und auf die gesetzlichen Anforderungen abgestimmt sein.

Die beteiligten Verbände signalisieren ihre Bereitschaft, den Gesetzgebungsprozess aktiv zu begleiten. Sie wollen ihr Praxiswissen einbringen, um eine effiziente, kosteneffektive und sozial ausgewogene Umsetzung der Wärmewende zu unterstützen. Laut dem Appell könne ein Gebäudemodernisierungsgesetz nur dann erfolgreich sein, wenn es ambitionierte Klimaziele mit praktikablen Lösungen für die unterschiedlichen Akteure im Gebäudesektor verbindet.

Der gemeinsame Verbände-Appell zum GMG steht im Internet bereit.

Der Kanzler will, dass die Nordsee zum „größten Reservoir für saubere Energie weltweit“ wird. Ziel des Gipfels sei es, den grenzüberschreitenden Ausbau der Offshore-Windenergie, den Wasserstoffmarkt und zugleich eine leistungsfähige und vernetzte Offshore-Infrastruktur im gesamten Nordseeraum weiter „ambitioniert“ voranzutreiben, heißt es aus Berlin.

Windparks auf See sollen zum Erreichen der Klimaziele eine zentrale Rolle spielen genauso wie der Einsatz von Wasserstoff als Ersatz fossiler Energien. Außerdem soll es um eine Vernetzung von Windparks für einen verstärkten internationalen Stromhandel gehen. Dem Kanzler zufolge sollen in Hamburg die Weichen gestellt werden, um die grenzüberschreitende Energieerzeugung und den -transport zu ermöglichen. 

Staats- und Regierungschefs werden in Hamburg erwartet

Fragt man den Senat, heißt es: „Hamburg ist als einer der wichtigsten Wirtschaftsstandorte Europas sowie als Zentrum für die Windenergie- und Wasserstoffwirtschaft der richtige Standort für den Nordsee-Gipfel.“ Zwei Drittel der deutschen Offshore-Windprojekte würden aus der Hansestadt gesteuert, zudem sei Hamburg mit Leuchtturmprojekten wie dem geplanten Wasserstoff-Groß-Elektrolyseur in Moorfleet Vorreiter und in der Wasserstoffwirtschaft.

„Die Hansestadt hat insofern ein substanzielles Interesse daran, dass auf dem Gipfel konkrete Abkommen und Ergebnisse erzielt werden“, heißt es aus dem Rathaus. Zudem sei man als größte deutsche Hafenstadt traditionell eng mit den Nordseeanrainern verbunden. Die beiden vorherigen Nordsee-Gipfel fanden in den Hafenstädten Ostende in Belgien und Esbjerg in Dänemark statt. 

Eingeladen sind die Staats- und Regierungschefs sowie Energieministerinnen und Energieminister aus Belgien, Dänemark, Frankreich, Großbritannien, Irland, Luxemburg, den Niederlanden, Norwegen und Island sowie Vertreter der Europäischen Kommission und der Nato. Die meisten haben zugesagt. 

Es sollen sieben Staats- und Regierungschefs nach Hamburg kommen − inklusive Kanzler. Die anderen lassen sich durch Stellvertreter oder andere Regierungsmitglieder vertreten. Außerdem werden mehr als 100 Unternehmensvertreterinnen und -Vertreter erwartet.

Laut Herwig Hauenschild, dem Geschäftsführer der Energieallianz Austria, eines der größten österreichischen Stromversorger, beschäftigt das ElWG die Branche mittlerweile „mit voller Kraft“. Allem Anschein nach, zumindest einigermaßen verbessert, habe sich die Rechtssicherheit hinsichtlich der Preisänderungen. Nach dem Wortlaut des Gesetzes kommt den Lieferanten nun „ein unmittelbares gesetzliches Recht auf Änderung der Allgemeinen Lieferbedingungen und Entgelte zu. Dieses Recht kann vertraglich konkretisiert oder abbedungen werden. Die Möglichkeit, zwischen Lieferanten und Endkunden Entgeltanpassungsmechanismen (wie etwa indexbasierte Preisanpassungsklauseln oder im Vorhinein vertraglich fixierte Preisgleitklauseln nach einer Festpreisperiode) zu vereinbaren, bleibt unberührt“.

Jedoch bestehen nach wie vor Unsicherheiten, warnte Hauenschild: Manche Konsumentenvertreter hätten Prozesse gegen die E-Wirtschaft wegen Preiserhöhungen in den vergangenen Jahren „zu einer Art Geschäftsmodell entwickelt“. Ob sich dies mit dem ElWG ändern werde, bleibe abzuwarten. 

Unsinnige Forderung 

Für unsinnig hält Hauenschild die Forderung mancher Politiker, die E-Wirtschaft solle ihre Endkundenpreise an den Kosten ihrer Stromerzeugung und nicht an den Großhandelspreisen ausrichten. Der Hintergrund: Im Jahresdurchschnitt beruhen über 90 Prozent der Stromproduktion in Österreich auf Wasser- und Windkraft sowie Photovoltaik. Nur für die restlichen knapp 10 Prozent werden Gaskraftwerke benötigt. Mit ihrer Forderung will die Politik daher Strompreisanstiege für die Endkunden infolge entsprechender Entwicklungen auf dem Gasmarkt vermeiden.

Laut Hauenschild lässt sich dies aber nicht bewerkstelligen: „Reine Vertriebsunternehmen wie wir haben keine eigene Stromerzeugung. Wir kaufen die elektrische Energie an den Börsen zu und verkaufen sie an die Kunden weiter.“ Und auch wenn ein Stromversorger eigene Kraftwerke besitze, agiere seine Vertriebsabteilung nicht anders. 

Kosten fair verteilen 

Eine weitere Anforderung, die an das ElWG gestellt wurde, sei die „Fairness“ bei der Verteilung des Aufwands für die Strombereitstellung. Laut Hauenschild ist damit aber kaum vereinbar, dass etwa Energiegemeinschaften auch künftig keine Kosten für Ausgleichsenergie tragen müssen und überdies von niedrigeren Netztarifen profitieren. Angesichts des Ausbaus der erneuerbaren Energien und der damit erforderlichen Ertüchtigung sowie Erweiterung der Stromnetze sei mit tendenziell steigenden Kosten für die Stromversorgung zu rechnen. „Diese Kosten sollte man auf möglichst viele Schultern verteilen“, konstatierte Hauenschild. 
Der Wiener Rechtsanwalt Peter Invankovics ergänzte, die Preisgestaltung sei „der zentrale Punkt bei der Kundenbeziehung. Und bei Dauerverträgen sind Preisänderungen über kurz oder lang unvermeidbar“. Umso wichtiger sei es, die entsprechenden rechtlichen Vorgaben möglichst klar zu formulieren. Dem trage das ElWG weitgehend Rechnung. Unter anderem stelle es sicher, dass die Stromlieferanten Erhöhungen der auf (elektrische) Energie bezogenen Steuern und Abgaben den Kunden weiterverrechnen dürften: „Das war auf Basis des bisherigen Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetzes nicht so eindeutig“. 

Als problematisch erachtet Ivankovics, dass rechtswidrige Preisänderungen von den Gerichten weiterhin nachträglich für nichtig erklärt werden könnten. Die damit verbundenen Rückzahlungen drohten in manchen Fällen „existenzbedrohende“ Ausmaße anzunehmen. Und das ElWG lasse offen, ob derartige Nichtigkeitserklärungen möglich seien, wenn ein Unternehmen seine Kunden über eine geplante Preiserhöhung „schlecht“ informiert habe. Ivankovics zufolge wäre empfehlenswert, die entsprechenden Bestimmungen im ElWG präziser zu fassen. Gegen angemessene Strafen sei nichts einzuwenden. Ruinös dürften diese aber nicht werden. 

Novellen zu erwarten 

In Summe ist das ElWG indessen gut gelungen, hieß es auf der Fachtagung einhellig. Der Umgang mit manchen neuen Bestimmungen werde sich eben einzuspielen haben. Und mittel- bis längerfristig seien Novellierungen nicht zu vermeiden. Das liege quasi in der Natur rechtlicher Bestimmungen.

Die Trianel betreibt in Hamm seit 2007 ein Gaskraftwerk, bestehend aus zwei Blöcken mit jeweils rund 400 MW. „Der Standort bietet ideale Voraussetzungen: ausreichend Fläche, bestehende Netz- und Gasanschlüsse sowie eine gut ausgebaute Infrastruktur“, schreibt die BKW.

Das nun genannte Projekt soll an den von der Bundesregierung geplanten Ausschreibungen teilnehmen. In Deutschland sollen noch im laufenden Jahr insgesamt 12 GW an neuen, flexiblen Gaskraftwerkskapazitäten verauktioniert werden. Vorgesehen ist, dass die Anlagen wasserstofffähig ausgelegt sind.

„Die Projektpartner sind zuversichtlich, dass ihr Vorhaben in Hamm die Voraussetzungen für eine erfolgreiche Teilnahme erfüllt“, so die BKW weiter. Das Bundeswirtschaftsministerium in Berlin meldete kürzlich eine Grundsatzeinigung mit der EU-Kommission; die beihilferechtliche Genehmigung ist damit aber noch nicht vollständig abgeschlossen (wir berichteten).
Die geplante Beteiligung am Projekt in Hamm ist Teil der strategischen Neuausrichtung der BKW hin zu flexiblerer und weniger CO2-intensiver Stromerzeugung. In einer Ad-hoc-Mitteilung meldet die BKW indiesem Zusammenhang eine Wertberichtigung von rund 110 Millionen Franken (118 Millionen Euro) auf die 33-Prozent-Beteiligung der BKW am Kohlekraftwerk Wilhelmshaven in Niedersachsen.

Grundsätzlich sind Gaskraftwerke aufgrund kürzerer Anfahrzeiten besser geeignet, kurzfristige Schwankungen von Erzeugung und Nachfrage auszugleichen. Die BKW rechnet damit, dass Gaskraftwerke angesichts künftiger Gas- und CO2-Preise wirtschaftlich konkurrenzfähiger betrieben werden können als Kohlekraftwerke. Perspektivisch sollen die neuen Anlagen schrittweise mit Wasserstoff betrieben werden können.

In dem Fall geht es um ein 10-kWh-Modell, das die Klägerin im Juni 2021 über einen Vertriebspartner von Senec erhalten hatte. Das Leipziger Unternehmen drosselte wie bei zigtausend anderen Geräten nach den Brandunfällen die Speicherkapazität. Der Anwalt der Klägerin argumentierte: Die Klagepartei hätte den streitgegenständlichen Lithium-Ionen-Batterie-Speicher niemals ausgewählt und gekauft, wenn sie um die damit einhergehende Brandgefahr und die dadurch erfolgten Abschaltungen und Leistungsreduzierungen des Speichers gewusst hätte. Und er sah den Anwendungsbereich des Produktsicherheitsgesetzes als gegeben.

Senec-Anwälte: Nach sämtlichen Normen geprüft

Der Rechtsvertreter von Senec hielt dem entgegen, es seien „keine Anhaltspunkte dafür ersichtlich“, dass die in dem Speicher der Klägerin verbauten Batteriemodule einen Defekt hätten und kurzschlussgefährdet seien. Die Batteriezellen der Klägerin seien „nicht mangelhaft und schon gar nicht produktfehlerhaft“ im Sinne des Produkthaftungs- oder Produktsicherheitsgesetzes. Die Anwälte verwiesen auf die zwingend einzuhaltenden technischen Normen für Lithium-Ionen-Batterien. Die Stromspeicher von Senec seien entsprechend „sämtlicher dieser geltenden technischen Normen geprüft und zertifiziert“.
Auch, so Senec-Anwälte weiter, habe es für Serienschaden keine Anhaltspunkte gegeben. In dem Zusammenhang wiesen sie auf das allgemeine Brandrisiko von PV-Speichern hin und zitierten aus einer Fraunhofer-Studie, die das Risiko auf 0,0069 Prozent beziffert. „Von den Speichern der Beklagten gehe somit ein nur etwa halb so hohes Risiko aus. Denn bei aktuell (Stand: März 2023) circa 130.000 installierten Speichern der Beklagten und insgesamt sechs Brandvorfällen, liege die Wahrscheinlichkeit eines Brandes in einem Heimspeicher der Beklagten rechnerisch bei nur etwa 0,0046 Prozent“, so ihr Einwand laut Urteil.

Gericht: Nicht mit allgemeinem Technologierisiko begründbar

Das Landgericht Schweinfurt ging hingegen von einer bestehenden Brandgefahr aus. Die Beklagte habe eine Drosselung der Ladekapazität vorgenommen, die nicht nur vorübergehend, sondern seit August 2023 ununterbrochen anhalte. „Bei einem solch langen Zeitraum darf davon ausgegangen werden, dass ein Gebrauch im Regelbetrieb nicht ohne Einbuße an Sicherheit gemäß § 3 Abs. 1 Nr. 2 ProdSG möglich wäre“. Denn, so das Gericht weiter, die Drosselung solle „letztlich nach den Ausführungen der Beklagten sicherstellen, dass Zellkurzschlüsse verhindert werden können“. Das Berufen auf das allgemeine Technologierisiko sei mit Blick auf das Verhalten der Beklagten nicht glaubhaft.

Die Kanzlei „Dr. Stoll & Sauer“, die das Urteil erstritten hat, erkennt darin eine Zäsur im Senec-Komplex. „Während zahlreiche Landgerichte bislang Mängelrechte und Rückabwicklungen gegenüber Händlern zugesprochen haben, verlagert sich der Fokus nun auf die Produktsicherheit und die Herstellerverantwortung“, teilt die Kanzlei mit. Der Streitwert in dem konkreten Fall beträgt 10.963,24 Euro.

Das entspricht einem Plus von rund sieben Prozent. Die vorläufigen Gesamtkosten erhöhten sich im gleichen Zeitraum von 608 Millionen Euro auf rund 667 Millionen Euro und lagen damit fast zehn Prozent höher als ein Jahr zuvor. Hintergrund der Entwicklung ist nach Angaben der Bundesnetzagentur der weiter voranschreitende Ausbau erneuerbarer Energien in Regionen mit vergleichsweise geringer lokaler Stromnachfrage.

Da der Netzausbau häufig mit langen Planungs- und Genehmigungszeiten verbunden ist, lassen sich räumliche Ungleichgewichte zwischen Erzeugung und Verbrauch nur verzögert abbauen. Dies führt zu hohen Leistungsflüssen zwischen Erzeugungs- und Verbrauchsschwerpunkten und erhöht die Belastung der bestehenden Netzinfrastruktur.

Engpässe zunehmend im Verteilernetz

Um Netzüberlastungen zu vermeiden, greifen die Netzbetreiber auf das Netzengpassmanagement zurück. Dabei reduzieren sie die Einspeisung in stark belasteten Netzbereichen und erhöhen sie in weniger ausgelasteten Regionen. Zunehmend geraten dabei auch die Verteilernetze in den Fokus. 

Rund 41 Prozent der Redispatch-Menge bei erneuerbaren Energien waren laut Behörde im dritten Quartal 2025 auf Engpässe im Verteilernetz zurückzuführen, 59 Prozent auf Engpässe im Übertragungsnetz. Im Vorjahresquartal lagen die Anteile noch bei 36 Prozent im Verteilernetz und 64 Prozent im Übertragungsnetz.

Im dritten Quartal 2025 betrugen die im Redispatch angepassten Einspeisungen marktbasierter Erzeugungsanlagen rund 4,5 Milliarden kWh, nach 4,1 Milliarden kWh im Vorjahresquartal. Davon entfielen 3,3 Milliarden kWh auf Einspeisereduktionen. Mit 2,4 Milliarden kWh entfiel der größte Anteil dieser Reduzierungen auf erneuerbare Energien. Damit machten die Abregelungen etwa vier Prozent der gesamten erneuerbaren Stromerzeugung aus. Rund 96 Prozent der erneuerbaren Energie konnten somit ins Netz eingespeist und von den Letztverbrauchern genutzt werden.

Besonders deutlich fiel der Anstieg bei Photovoltaikanlagen aus. Das Volumen der Redispatch-Maßnahmen mit Photovoltaik erhöhte sich von 0,6 Milliarden kWh im dritten Quartal 2024 auf 1,16 Milliarden kWh im Berichtszeitraum und verdoppelte sich damit nahezu. Nach Angaben der Bundesnetzagentur entfielen rund 48 Prozent aller Redispatch-Maßnahmen mit erneuerbaren Energien auf Photovoltaik. Als Ursachen nennt die Behörde neben dem weiteren Zubau vor allem außergewöhnlich sonnige Wetterbedingungen, insbesondere im August.

Windkraft mit Sturmspitzen

Auch bei Windenergieanlagen an Land nahm das Abregelungsvolumen zu. Es stieg von 0,5 Milliarden kWh im dritten Quartal 2024 auf 0,75 Milliarden kWh im Berichtsquartal, ein Plus von rund 46 Prozent. Die Bundesnetzagentur führt dies auf den weiteren Ausbau der Windenergie an Land sowie ein Sturmtief Mitte September zurück, das in Norddeutschland zu einer sehr hohen Stromerzeugung führte.

Dagegen ging das Redispatch-Volumen bei Offshore-Windenergieanlagen trotz gestiegener Stromerzeugung um rund 37 Prozent auf 0,46 Milliarden kWh zurück. Grund dafür war laut Bundesnetzagentur eine veränderte Engpasssituation mit stärker ausgeprägten Ost-West-Lastflüssen, auf die Offshore-Windparks nur begrenzten Einfluss haben.
 
Redispatch-Maßnahmen

Zum Ausgleich der Reduzierungen erhöhten andere Erzeugungsanlagen ihre Einspeisung um insgesamt 1,4 Milliarden kWh. Das entspricht einem Rückgang von rund 13 Prozent gegenüber dem dritten Quartal 2024. Der größte Teil entfiel mit 1,2 Milliarden kWh auf Marktkraftwerke, weitere 0,3 Milliarden kWh stammten aus Reservekraftwerken.

Die Einsatzkosten für Redispatch-Maßnahmen mit konventionellen Anlagen lagen bei 207 Millionen Euro und damit leicht über dem Vorjahresniveau. Der finanzielle Ausgleich für abgeregelte erneuerbare Energien betrug rund 127 Millionen Euro und blieb trotz gestiegener Mengen nahezu konstant. Die Bundesnetzagentur begründet dies mit höheren Großhandelspreisen, die zu geringeren Marktprämien führten.
Deutlich stiegen dagegen die Kosten der Netzreserve. Sie beliefen sich insgesamt auf 317 Millionen Euro und lagen damit rund 22 Prozent über dem Vorjahreswert. Ursache war laut Bundesnetzagentur vor allem die Aufnahme zusätzlicher Anlagen in die Netzreserve sowie gestiegene Erzeugungsauslagen.

Die Daten zum Engpassmanagement vom Smard-Portal stehen im Internet bereit.

Laut den Autorinnen und Autoren schreitet die Energiewende in Deutschland technisch und wirtschaftlich voran. Gleichzeitig würden soziale Aspekte bislang nicht ausreichend berücksichtigt. Steigende Energiepreise und hohe Lebenshaltungskosten träfen insbesondere Haushalte mit geringem Einkommen. Von Investitionen in erneuerbare Energien profitierten bislang vor allem Eigentümerinnen und Eigentümer mit entsprechenden finanziellen Spielräumen.

Die Studie macht deutlich, dass Mieterinnen und Mieter sowie einkommensschwache Haushalte häufig keinen Zugang zu Solaranlagen, Wärmepumpen oder günstiger erneuerbarer Energie haben. Nach Einschätzung des Ökoinstituts besteht die Gefahr, dass diese Gruppen langfristig an fossile Energieträger gebunden bleiben, während andere bereits von klimafreundlicheren und perspektivisch kostengünstigeren Lösungen profitieren.

Genossenschaften ermöglichen Teilhabe

Bürgerenergiegenossenschaften verfügen aus Sicht der Studienautorautoren über spezifische Ansatzpunkte, um diese Lücke zu verkleinern. Dazu zählen ihre demokratische Organisationsform, ihre regionale Verankerung sowie ein Selbstverständnis, das nicht ausschließlich auf Gewinnmaximierung ausgerichtet ist. „Als Energiegenossenschaft in Bürgerhand ist es uns wichtig, dass die Energiewende nicht nur dezentral und demokratisch, sondern auch sozial gerecht gestaltet wird“, sagte Armin Komenda, Vorstandsmitglied der EWS.

Ein zentrales Ergebnis der Untersuchung ist die Bedeutung direkter Versorgungsmodelle. Laut Studie können Mieterstromprojekte, bei denen lokal erzeugter Solarstrom direkt an die Bewohnerinnen und Bewohner geliefert wird, die Stromkosten senken und Teilhabe ermöglichen. Voraussetzung seien jedoch geeignete rechtliche und organisatorische Rahmenbedingungen.

Mitgliedschaft verbreitern

Auch der Zugang zur Mitgliedschaft in Genossenschaften spielt eine wichtige Rolle. Hohe Mindestanteile stellten für viele Menschen eine Hürde dar. Als mögliche Lösungsansätze nennt die Studie unter anderem niedrige Einstiegssummen, Patenschafts- oder Geschenkanteile sowie solidarische Fonds. Als Beispiel führt das Öko-Institut die belgische Energiegenossenschaft Ecopower an, die gemeinsam mit einer Kommune einkommensschwächeren Haushalten den Zugang zur Mitgliedschaft ermöglicht habe.

Neben finanziellen Aspekten betont die Studie die Bedeutung von Information, Beratung und Mitbestimmung. Europäische Praxisbeispiele zeigten, dass niedrigschwellige Energieberatungen und Workshops wirksame Instrumente seien. Mit bundesweit rund 220.000 Mitgliedern verfügten Energiegenossenschaften zudem über gesellschaftspolitisches Gewicht, um soziale Aspekte stärker in energiepolitische Debatten einzubringen.

Hemmnisse abbauen

Die Untersuchung kommt zu dem Schluss, dass das soziale Potenzial von Bürgerenergiegenossenschaften bislang nicht ausgeschöpft ist. Gründe seien weniger fehlendes Engagement als vielmehr strukturelle und organisatorische Hemmnisse. Insbesondere kleinere, ehrenamtlich organisierte Genossenschaften verfügten häufig nicht über ausreichende Kapazitäten, um zusätzliche soziale Angebote umzusetzen.

Das Ökoinstitut empfiehlt daher eine stärkere Zusammenarbeit mit Kommunen, Sozialverbänden und Energieagenturen, die Zugang zu vulnerablen Zielgruppen haben. Zudem rät die Studie zu niederschwelligen Beteiligungsmodellen sowie zu solidarischen Finanzierungsansätzen wie freiwilligen Umlagen oder gezielten Investitionen in Projekte mit sozialen Komponenten.

Politischen Rahmen verbessern

Auch die Politik sieht die Studie in der Verantwortung. Notwendig seien laut den Autorinnen und Autoren verbesserte Rahmenbedingungen für Energy Sharing, mehr Anreize für Teilhabe sowie Maßnahmen zur Netz- und Systemdienlichkeit. Zudem solle der Zugang zu Fremdkapital für Genossenschaftsprojekte erleichtert werden, etwa durch ein bundesweites Bürgschaftsprogramm. Förderinstrumente wie die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze sollten nach Einschätzung des Ökoinstituts fortgeführt werden.
Für die EWS bestätigt die Studie den eigenen Kurs. Laut Komenda engagiert sie sich unter anderem beim Aufbau von Nahwärmenetzen im ländlichen Raum und unterstützt über das Förderprogramm Sonnencent soziale Projekte.

Die Studie zu Bürgerenergiegesellschaften steht als PDF zum Download bereit.

Die Momentanreserve ist eine inhärente Reaktion auf ein Wirkleistungsungleichgewicht, um eine möglicherweise auch nur lokale Verletzung von Grenzwerten der Frequenzhaltung, die für die Netzstabilität kritisch sein kann, zu verhindern. Die Beschaffung von Momentanreserve erfolgt über ein Festpreissystem, das die Vorhaltung von Momentanreserve vergütet. Dies betrifft die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber Amprion, 50 Hertz, Tennet und Transnet BW.

Nach Angaben der Umweltorganisation stammten 2025 rund 96 Prozent der deutschen LNG-Importe aus den Vereinigten Staaten. Die Kosten beliefen sich auf rund 3,2 Milliarden US-Dollar und lagen damit deutlich über dem Niveau von 2024, als die Ausgaben noch bei rund 1,9 Milliarden US-Dollar lagen.

DUH-Bundesgeschäftsführer Sascha Müller-Kraenner: „Donald Trump nutzt die Gaslieferungen gezielt, um Europa und Deutschland in eine fatale fossile Abhängigkeit zu drängen. Die Rekordimporte werden den US-Präsidenten jedoch kaum besänftigen.“

Versorgungssicherheit in Deutschland und Europa lasse sich nur durch mehr Energieeffizienz und den schnellen Ausbau erneuerbarer Energien erreichen; dies diene nicht nur dem Klima, sondern auch der Sicherheit.
 
Darüber hinaus hat die DUH die gesamten LNG-Liefermengen an deutsche Terminals im Jahr 2025 ausgewertet. Demnach wurden am Standort Wilhelmshaven an der Nordsee insgesamt 57 Milliarden kWh Erdgas eingespeist. Auf Rügen (Ostsee) lag die eingespeiste Menge bei 27 Milliarden kWh, in Brunsbüttel (Nordsee) bei 22 Milliarden kWh.

Bei der Auslastung der Anlagen lag das LNG-Terminal Brunsbüttel mit 84 Prozent an der Spitze. Es folgten die beiden Terminalschiffe in Wilhelmshaven mit einer gemeinsamen Auslastung von rund 65 Prozent. Das Terminal auf Rügen erreichte im Jahresdurchschnitt eine Auslastung von 48 Prozent.

Die DUH berechnet die Auslastung als Verhältnis von technischer Kapazität und tatsächlicher Nutzung auf Grundlage der Angaben des Branchenverbands Gas Infrastructure Europe mit Sitz in Brüssel, zuständig für die Erfassung und Analyse europäischer Gasinfrastruktur.

Constantin Zerger, Leiter Energie und Klimaschutz bei der DUH: „Die Bundesregierung verstetigt ihre fossile Importstrategie und erhöht die energiepolitische Verwundbarkeit Deutschlands. Donald Trump dürfte das gefallen.“

Die „Jahresbilanz LNG-Importe 2025“ kann auf der Webseite der DUH heruntergeladen werden.

 
Hybridfahrzeuge sind die häufigste Alternative zu den konventionellen Kraftstoffarten Benzin und Diesel – im Jahr 2025 wurden insgesamt rund 1,1 Millionen Personenkraftwagen mit Hybridantrieb neu zugelassen. Batterieelektroautos (BEV) wurden am zweithäufigsten unter den alternativen Antrieben neu zugelassen. Die alternativen Kraftstoffe Erdgas und Flüssiggas spielten eine eher untergeordnete Rolle.

Daimler erklärte auf Anfrage der Redaktion am 14. Januar, dass sich Fahrzeuge „des Typs Mercedes-Benz ‚eCitaro fuel cell‘ der RNV zur Überprüfung aufgrund diverser Fehlermeldungen in unserem Service-Center befinden“. Die Gründe hierfür seien je nach Fahrzeug unterschiedlich, so ein Daimler-Sprecher. Die Fahrzeuge würden sukzessive überprüft und gingen unmittelbar nach Abschluss der Überprüfung und Fehlerbehebung wieder in den Einsatz beim Kunden.

„Linderung, aber noch keine Lösung“

Als anfällig erwiesen sich die Kompressoren. RNV berichtete von frostbedingten Schäden. Die Verkehrsgesellschaft behilft sich derzeit mit einer „Übergangslösung“. Die Schäden an den Kompressoren seien größtenteils beseitigt, damit die Schäden nicht erneut auftreten, lasse man die Busse nachts an der Stromversorgung, teilt ein RNV-Sprecher mit. „Nächtliches Vorwärmen“ soll verhindern, dass sich Kondenswasser in den Kompressoren bildet. Betrieblich habe man das Problem übergangsweise im Griff, doch „der Hersteller muss eine endgültige Lösung liefern“, sagt der Sprecher der Verkehrsgesellschaft mit Sitz in Mannheim. Von Daimler erwarte man „Umbau-Kits“.
Probleme bereitet zudem die Elektrik beziehungsweise Elektronik. Daimler Buses habe Software-Updates an den Fahrzeugen vorgenommen, berichtet RNV. Nach diesen Updates und anderen Maßnahmen seien zeitweilig etwa 70 Prozent der Busse wieder einsatzbereit. Aktuell seien es 50 Prozent. „Es gibt eine Linderung, aber noch keine Lösung“, schildert der Unternehmenssprecher.

Kompressor-Probleme in Stuttgart behoben

Probleme mit den Kompressoren kennt man auch in Stuttgart. Die Stuttgarter Straßenbahnen AG (SSB) bekam 2025 zehn E-Citaro-Busse mit zusätzlicher Brennstoffzelle. „Das Thema Schäden an Kompressoren bei den Wasserstoff-Hybridgelenkbussen wurde durch einen Umbau seitens des Fahrzeugherstellers in Abstimmung mit der SSB-Werkstatt behoben. Dies war schon 2025“, teilt die SSB auf Anfrage der Redaktion mit. Die anderen Schwierigkeiten der Kollegen der RNV hat man in Stuttgart offenbar so nicht erlebt: „Bei der SSB liegt hierzu der Schwerpunkt nicht im Bereich der Fahrzeugelektronik.“

Die Technik ist noch jung. Der elektrische Citaro mit wasserstoffbasierter Brennstoffzelle läuft seit 2023 vom Band. Produktionsort ist Mannheim. Die Elektro-Gelenkbusse verfügen nach Herstellerangaben über jeweils vier Batteriepakete mit Lithium-Ionen-Akkus. Die Kapazität beträgt 392 kWh pro Fahrzeug. Die Brennstoffzelle hat eine Leistung von 60 kW, der Wasserstoff kommt aus sechs Flaschen, die auf dem Dach montiert sind und je 5 Kilogramm Fassungsvermögen haben. Die Reichweite mit Batterien und Brennstoffzelle beträgt bis zu 400 Kilometer.

Verbesserung der Serienproduktion

„Bei der Einführung von neuen Technologien kann es in der Praxis trotz umfangreicher Tests im Vorfeld zu nicht absehbaren Themen kommen“, betont der Bushersteller gegenüber der Redaktion. Im Rahmen der fortwährenden Produktbeobachtung treffe man die nötigen Ableitungen und lasse Verbesserungen fortlaufend in die Serienproduktion einfließen.

Die RNV hatte im Oktober 2022 insgesamt 40 Busse im Rahmen des „H2Rhein-Neckar“ bei Daimler Buses (damals: Evo Bus) bestellt. Das Investitionsvolumen beziffert das Unternehmen auf 41 Millionen Euro. Hinzu kam eine Option für weitere Busse bis 2030. Ausgeliefert worden waren die ersten Busse im November 2023. Im Einsatz sind die Busse seit Anfang/Mitte 2024, sie wurden schrittweise in den Linienverkehr integriert.

Die Vorteile können dann genutzt werden, wenn Kundinnen und Kunden die unternehmenseigene „easyGo-App“ nutzen und sie zudem den Tarif „SmartLaden“ abgeschlossen haben. Die App analysiert die Strompreisentwicklung der kommenden Stunden. In Kombination mit der Angabe, zu welchem Zeitpunkt das Elektrofahrzeug vollständig geladen sein soll, kann so automatisch der optimale Startzeitpunkt für den Ladevorgang ermittelt werden. Im Zeitraum von 22 bis 8 Uhr entstehen an den öffentlichen AC-Ladepunkten zudem keine Blockiergebühren, tagsüber können Kunden nach Auskunft von Enercity bis zu vier Stunden ohne zusätzliche Gebühren laden.

Netzdienliches Laden 

Die neuen Möglichkeiten an den Ladesäulen sollen nicht nur den Kunden zugutekommen. Das intelligente Laden soll möglichst viele Ladevorgänge in Zeiten mit geringer Netzauslastung oder einem hohen Angebot erneuerbarer Energien schieben. So sollen Lastspitzen vermieden werden, die das Stromnetz stark belasten, teilte Enercity dazu weiter mit. Damit macht intelligentes Laden E-Fahrzeuge zu flexiblen Verbrauchern. Perspektivisch können laut den Hannoveranern sie sogar aktiv zur Netzstabilisierung beitragen, etwa durch zeitweises Pausieren des Ladevorgangs oder bidirektionales Laden.

Seit einem Jahr nutzt das kommunale Stadtwerke die IT-Plattform „NextGen Utilities“ sowie Leistungen im Bereich Smart Metering. Nun beteiligen sich die Stadtwerke auch gesellschaftsrechtlich an dem Unternehmen.

Die RKU IT GmbH mit Hauptsitz in Herne ist ein kommunal geprägter IT- und Prozessdienstleister für die Energie- und Versorgungswirtschaft. Das Unternehmen unterstützt nach eigenen Angaben Stadtwerke und Energieversorger bei der Abbildung energiewirtschaftlicher Marktrollen, beim Betrieb zentraler IT-Systeme sowie bei der Umsetzung regulatorischer Anforderungen. Zum Leistungsportfolio gehören unter anderem Abrechnung, Marktkommunikation, Netzprozesse, Smart Metering, Datenmanagement sowie der Betrieb von Cloud-basierten Plattformen.

Kernprodukt ist ein Software-as-a-Service-Modell

Kernprodukt ist die Plattform Nextgen Utilities, die als Software-as-a-Service-Modell bereitgestellt wird. Sie bildet energiewirtschaftliche Prozesse standardisiert ab und ermöglicht die zeitnahe Umsetzung gesetzlicher und regulatorischer Vorgaben. Ergänzend übernimmt der IT-Dienstleister für Kunden die Verwaltung und Analyse von Verbrauchsdaten aus intelligenten Messsystemen.

RKU IT ist als GmbH organisiert und folgt einem kommunalen Gesellschaftermodell. Ziel ist es, IT-Leistungen gemeinschaftlich zu entwickeln, Skaleneffekte zu nutzen und eine langfristige, auf die Bedürfnisse der kommunalen Energiewirtschaft ausgerichtete IT-Struktur sicherzustellen.

Das Softwarehause hat aktuell 17 Gesellschafter in erster Linie aus dem Ruhrgebiet . Dabei handelt es sich um kommunale Energieversorger und Verkehrsunternehmen unter anderem die Stadtwerke aus Dortmund, Bochum aber auch dem baden-württembergischen Tübingen. 

Mit dem Beitritt der Stadtwerke Velbert wächst der Gesellschafterkreis weiter. RKU IT sieht darin eine Stärkung des Netzwerks kommunaler Versorger und eine Grundlage für die weitere Entwicklung gemeinsamer digitaler Lösungen.

In Deutschland ist die eichrechtskonforme Ausgestaltung von Lade- und Zahlungssystemen gesetzlich vorgeschrieben. Viele Ladeinfrastrukturbetreiber arbeiten dazu mit Drittanbietern, Schnittstellen oder separaten Payment-Systemen − mit den entsprechenden Kompatibilitäts-Herausforderungen.

Smatrics verspricht dagegen, dass das Bezahlterminal mit der zentralen Ladestations- und Ladekartenmanagement-Software des Unternehmens für Betreiber und Stationseigentümer, „Charvis Business“, zusammenspielt, in der sich Tarife für das Direktbezahlen definieren und verwalten lassen − ohne separate Payment-Plattform, doppelte Datenpflege oder Systembrüche.
 
„Unsere Kundinnen brauchen kein Drittsystem, keine Middleware und keine Abstimmungen mit weiteren Partnern. Hardware, Payment, Abrechnung und Tarifsteuerung greifen bei uns nahtlos ineinander“, erklärt Hauke Hinrichs, CEO von Smatrics.

Zu den Features des DTP zählen:

• die vorherige Preisanzeige,
• eine mehrfach geprüfte eindeutige Transaktionskennung,
• eine Verifizierung der Mess- und Zahlungsdaten nach dem Laden,
• eine automatische Abschaltung bei Beschädigung oder gewaltsamer Öffnung 
• sowie auf der Rechnung ein Prüfcode und ein Link zu einer Transparenzsoftware, über die Endkunden den verrechneten Tarif nachvollziehen und den verifizierten Messdatensatz herunterladen können.

Das rheinland-pfälzische Unternehmen baut an einer neuen Mittelspannungskabel-Trasse. Sie liegt zwischen den Kommunen Planig und Pfaffen-Schwabenheim auf einer Länge von 4,5 Kilometern. Mit dem Großprojekt will Kreuznach Netzperformance und Sicherheit der Stromversorgung verbessern.

Zwischen 1.000 und 25.000 Euro können Interessierte für mindestens fünf Jahre beim Versorger parken. Dafür gibt es einen festen Basiszins von 3,5 Prozent. Wer Strom oder Gas über die Kreuznacher Stadtwerke bezieht, bekommt mehr. Dann beträgt der Zins 4 Prozent.

Wie eine Sprecherin der Stadtwerke auf Anfrage dieser Redaktion erklärte, sei die Geldanlage nicht auf Interessierte aus der Region beschränkt. Die Möglichkeit zur Beteiligung bestehe unabhängig vom Wohnort für Menschen überall in der Republik.

Eine Registrierung für die Bürgerbeteiligung ist erforderlich. Eingeschaltet ist die Internet-Dienstleistungsplattform Dallmayer Consulting GmbH. Weitere Informationen stellt der Versorger auf seiner Homepage bereit.

Zum Einsatz kommen eine Photovoltaikanlage mit rund 80 kW Leistung, eine Wärmepumpe sowie ein Batteriespeicher. Nach Angaben von Green Planet Energy ermöglicht das System den Mieterinnen und Mietern, einen großen Teil ihres Strombedarfs direkt im Gebäude zu decken. Der erzeugte Solarstrom wird über ein Mieterstrommodell an die Haushalte geliefert.

65 Prozent Eigenenergie

Nach Einschätzung von Nils Müller, Co-Vorstand von Green Planet Energy, können die Haushalte voraussichtlich rund 65 Prozent ihres Strombedarfs selbst nutzen. Müller verweist darauf, dass das Projekt in unmittelbarer Nähe des früheren rheinischen Braunkohlereviers liege und zeige, wie sich sozialer Wohnraum mit erneuerbarer Energieversorgung verbinden lasse.
Die Evangelische Kirchengemeinde Aldenhoven sieht das Projekt als Teil ihres langfristigen Engagements in der Gemeinwesenarbeit. Laut den Projektbegleitern Ralf Lüddens und Martin Zwerschke will die Gemeinde den Strukturwandel nach dem Braunkohleabbau aktiv mitgestalten. Ziel sei es, bezahlbaren Wohnraum anzubieten und gleichzeitig den Energieverbrauch und die Emissionen zu senken. Das Projekt zeige, dass soziale Verantwortung und nachhaltige Energieversorgung miteinander vereinbar seien, so die Gemeinde.

An der Umsetzung beteiligt waren neben der Kirchengemeinde auch der Kirchenkreis Jülich sowie der Mitweltausschuss. Die technische Installation übernahmen regionale Unternehmen, darunter der Solarteur „Die Solarstrommacher“ und der Heizungsinstallateur Tournay Gebäudetechnik. Nach Angaben der Beteiligten vernetzt ein Energiemanagementsystem Photovoltaikanlage, Wärmepumpe und Batteriespeicher, um den Eigenverbrauch zu optimieren.

Investment zahlt sich aus

Der Superintendent des Kirchenkreises Jülich, Pfarrer Jens Sannig, würdigte die Zusammenarbeit mit Green Planet Energy und den beteiligten Handwerksbetrieben. Das Projekt sei ein Beitrag zur Entlastung der Umwelt und entspreche dem kirchlichen Anspruch, Verantwortung für die Schöpfung zu übernehmen, erklärte Sannig laut einer Mitteilung.

Die Wohnanlage in der Pützdorfer Straße 32 bis 42 umfasst Wohnungen zwischen 55 und 115 Quadratmetern. In dem Gebäudekomplex leben nach Angaben der Kirchengemeinde rund 140 Menschen, darunter viele kinderreiche Familien, Alleinerziehende und alleinstehende Personen. Ergänzend stehen Stellplätze sowie Gemeinschaftsflächen wie ein Garten und Räume für gemeinschaftliche Aktivitäten zur Verfügung.

Die Evangelische Kirchengemeinde Aldenhoven betont, dass die energetische Modernisierung für sie auch eine wirtschaftliche Herausforderung darstellte. Die Gemeinde arbeite seit Jahren mit begrenzten finanziellen Mitteln, sehe in der Umstellung auf erneuerbare Energien jedoch eine Möglichkeit, langfristig Betriebskosten zu senken und einen Beitrag zum Klimaschutz zu leisten.

Kutter ist seit Juli 2012 Direktor des Fraunhofer-Instituts für Elektronische Mikrosysteme und Festkörper-Technologien (EMFT) mit Sitz in München, einem Institut der Forschungsfabrik Mikroelektronik Deutschland (FMD). Zusätzlich hat er eine Professur für Polytronische Systeme an der Universität der Bundeswehr München inne. 

Kutter studierte Physik an der Technischen Universität München und promovierte an der Universität Konstanz. Er ist Mitglied von Acatech sowie der Berlin-Brandenburgischen Akademie der Wissenschaften. Seit 2024 war er stellvertretender Präsident des VDE.

Sein Vorgänger Wulf übernimmt im Gegenzug das Amt des stellvertretenden Präsidenten. Wulf war unter anderem Vorstandsvorsitzender der Alcatel SEL AG, der Alstom Deutschland AG und der GE Power AG. Nach einer ersten Amtszeit 2011 und 2012 stand Wulf seit 2023 erneut an der Spitze des VDE.

Der VDE ist eine Organisation mit einer über 130-jährigen Geschichte. Der Verband verbindet Wissenschaft, Normung, Prüfung, Zertifizierung und Anwendungsberatung. Im VDE-Netzwerk engagieren sich nach Verbandsangaben mehr als 2.000 Mitarbeitende an über 60 Standorten weltweit sowie mehr als 100.000 ehrenamtliche Experten und rund 1.500 Unternehmen.

Geplant waren insgesamt sieben Windenergieanlagen: Drei Anlagen wollten die Stadtwerke Stuttgart umsetzen, vier Uhl Windkraft. Laut den Unternehmen liegen die gemessenen Windwerte je nach Standort etwa 10 bis 15 Prozent unter den ursprünglichen Annahmen aus den Prognosen. Gleichzeitig verweisen die Unternehmen auf steigende Investitions- und Betriebskosten für Windenergieanlagen, die die Wirtschaftlichkeit zusätzlich belasten.

Peter Drausnigg, Technischer Geschäftsführer der Stadtwerke Stuttgart, erklärt, das Unternehmen habe diese Entscheidung nach sorgfältiger Prüfung relevanter Faktoren getroffen. Er betont, die Stadtwerke wollten den Ausbau der erneuerbaren Energien verantwortungsvoll vorantreiben. Dazu gehöre auch, Projekte nicht weiterzuverfolgen, wenn sie sich wirtschaftlich nicht umsetzen lassen. Franz Uhl, Geschäftsführer von Uhl Windkraft, sagt, in das Projekt sei viel Arbeit geflossen. Vor Ort hätte das Vorhaben kommunale Wertschöpfung ermöglichen sollen – einschließlich einer geplanten Bürgerbeteiligung.

Vorarbeiten seit 2023 und Genehmigungsstand

Die Stadtwerke Stuttgart schlossen im September 2023 nach einer Ausschreibung des Hauses Hohenzollern einen Pachtvertrag für Flächen im Vorranggebiet „ZAK-01“. Uhl Windkraft vereinbarte einen Vertrag mit der Gemeinde Grosselfingen. Das Gebiet ist nach Darstellung der Unternehmen im Entwurf der Fortschreibung des Regionalplans Neckar-Alb als Vorranggebiet für Windenergie vorgesehen.
Seit 2023 liefen nach Angaben der Projektträger umfangreiche Vorarbeiten. Dazu zählen Windmessungen, Umwelt- und Artenschutzuntersuchungen, Schall- und Schattenprognosen, Netzanschlussprüfungen sowie Transport- und Logistikkonzepte. Die Genehmigungsanträge nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz reichten die Unternehmen im Juni 2025 ein. Mit der Genehmigung rechneten sie im Laufe des Jahres 2026.

Ausbaukurs bleibt bestehen

Die Stadtwerke Stuttgart betonen, dass sich am grundsätzlichen Ausbaukurs für erneuerbare Energien nichts ändere. Als Beispiel nennen sie das Repowering der bestehenden Windenergieanlage am Grünen Heiner, ein Schuttberg auf der Gemarkungsgrenze zwischen Stuttgart-Weilimdorf und Korntal-Münchingen. Nach der Ertüchtigung soll die Anlage laut Stadtwerken einen bis zu siebenfach höheren Energieertrag liefern. Uhl Windkraft erklärt, man konzentriere sich weiterhin auf leistungsfähige Standorte, an denen Windenergie einen nachhaltigen und wirtschaftlichen Beitrag zur Energiewende leisten könne.

Strom: Überwiegend schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt zum Ende der Arbeitswoche gezeigt. Der Montag wurde an der Börse mit 171,75 Euro/MWh im Base bewertet. Am Donnerstag war der Freitag selbst im außerbörslichen Handel mit 110,50 Euro in der Grundlast und 118,25 Euro in der Spitzenlast gehandelt worden.
Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte den Meteorologen von Eurowind zufolge am Montag mit 15,2 GW ein gutes Stück geringer ausfallen als noch am Freitag, für den 28,5 GW erwartet wurden. Ab Dienstag dürfte die Einspeiseleistung von Wind und Solar demnach aber schon wieder deutlich zunehmen.

Am langen Ende verlor das Cal 27 bis zum Nachmittag 0,41 auf 87,32 Euro/MWh.

CO2: Erneut mit deutlichem Plus haben sich die CO2-Preise am Freitag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis 13.30 Uhr 1,04 auf 89,52 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur 12,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 89,73 Euro, das Tief bei 88,15 Euro.

Am Vortag war der Umsatz mit mehr als 50 Millionen Zertifikaten sehr hoch ausgefallen. Die Analysten von Belektron weisen darauf hin, dass sich die Nachfrage auch am Primärmarkt robust zeigt. Die täglichen EUA-Auktionen würden weiterhin gut angenommen, so habe zuletzt beispielsweise auch das Ergebnis der polnischen Auktion auf dem Preisniveau am Sekundärmarkt gelegen.
Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.30 Uhr 0,505 auf 38,65 Euro/MWh. Am deutschen THE verteuerte sich der Day-Ahead um 0,20 auf 41,25 Euro/MWh.

Die Gaspreise werden weiterhin von den Aussichten auf winterliche Temperaturen in Europa unterstützt. Hinzu kommen extreme Kaltwetterprognosen in den Vereinigten Staaten, die die Nachfrage weiter erhöhen dürften, so die Analysten der Commerzbank. Demnach dürfte auch das Gasangebot aufgrund der aus der Kälte resultierenden Disruptionen im Süden der USA zurückgehen. Laut eines Berichts der Nationalen Ozean- und Atmosphärenbehörde der USA wurde für das Wochenende in Texas ein Wintersturm erwartet. Auf diesen Bundesstaat entfallen laut EIA-Daten knapp 29 Prozent der gesamten US-Erdgasproduktion. Zudem befinden sich dort wichtige LNG-Exportterminals.

Da die EU etwas mehr als ein Viertel ihrer Gasimporte aus den USA bezieht, hat die Angst vor möglichen Angebotsausfällen laut den Analysten auch Preisauswirkungen auf die europäischen Preise. Durch die aktuell niedrigen (und angesichts der winterlichen Temperaturen stark fallenden) Gasfüllstände könnte sich die Nervosität an den Märkten erhöhen. Diese liegen EU-weit noch bei 47,6 Prozent, zehn Prozentpunkte niedriger als vor einem Jahr, in Deutschland sogar nur bei knapp 40 Prozent und damit 20 Prozentpunkte unter dem Vorjahresniveau. Damit bestehe das Risiko von weiteren Preisausschlägen in den kommenden Wochen.