Anlage zum Export von LNG in Katar stillgelegt 

Seit Beginn der Woche sind LNG-Exporte aus Katar gestoppt, nachdem eine wichtige Anlage zum Export von LNG nach einem iranischen Drohnenangriff stillgelegt worden war. Der Iran hat auch den Schiffsverkehr durch die Straße von Hormus eingeschränkt, was zu zusätzlichen Engpässen im weltweiten Energiehandel führt. Eine erhöhte LNG-Nachfrage aus dem asiatischen Raum sorgte für zusätzlichen Preisdruck.

Noch stärker war der Gaspreis zuletzt zum Beginn des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine vor vier Jahren gestiegen. Damals lagen die Notierungen an der Börse in Amsterdam zeitweise über 300 Euro/MWh. 

Verbraucher weniger betroffen 

Der starke Anstieg der Gas-Großhandelspreise an der Börse hat nach Einschätzung des Vergleichsportals Verivox keine direkten Auswirkungen für Haushaltskunden. Grund seien deren zumeist längerfristige Verträge, erklärte das Portal.„Preisänderungen an den Börsen wirken sich erst mit einem Zeitverzug von bis zu zwölf Monaten auf die Gaspreise für Verbraucherinnen und Verbraucher aus“, sagte ein Sprecher. 

Nach Angaben des Energieverbandes BDEW kaufen die meisten Energieversorger das Erdgas langfristig ein, um starke Preisschwankungen abzufedern. Dies bedeute, dass steigende Börsenpreise nicht sofort und nicht in vollem Umfang an die Endkunden weitergegeben würden.

Mahnung zum Ausbau der Erneuerbaren

Zahlreiche Stimmen aus Politik und Wirtschaft mahnen unterdessen, als Konsequenz aus der Eskalation im Nahen Osten und den Preissprüngen bei den fossilen Brennstoffen, wieder verstärkt den Ausbau der erneuerbaren Energien ins Visier zu nehmen.

Zum Beispiel Wolfgang Weber, Vorsitzender der Geschäftsführung des Zentralverbandes Elektrotechnik- und Elektronikindustrie (ZVEI): „Das energiepolitische Dreieck aus Preisstabilität, Klimaschutz und Versorgungssicherheit muss gerade auch in diesen geopolitisch angespannten Zeiten Maßstab der Energiepolitik sein.“ 

Die jüngste Eskalation im Nahen Osten zeige, wie direkt geopolitische Konflikte in einer zentralen Transitregion für fossile Energien auf Preise und Versorgungssicherheit in Deutschland durchschlagen − und so Industrie, Mittelstand und Verbraucher unmittelbar treffen. 

„Das macht mehr als deutlich, wie dringend und entschlossen wir die Abhängigkeit von volatilen fossilen Importen in Deutschland und Europa verringern müssen. Den größten Hebel dafür haben wir an der Hand: Die Elektrifizierung auf Basis erneuerbarer Energien.“ 

Deshalb braucht es jetzt klare Prioritäten beim Ausbau und der Digitalisierung der Netze, beim Ausbau der Erneuerbaren und bei Speichern sowie verlässliche energiepolitische Rahmenbedingungen seitens der Bundesregierung. „Jetzt ist nicht der Moment, Tempo rauszunehmen oder gar die Richtung zu wechseln.“

Das betonte der Minister bei einer Pressekonferenz in Wien am 3. März. Hattmannsdorfer erläuterte, Österreichs Gasspeicher seien zu rund 36 Prozent befüllt. Der Füllstand liege bei insgesamt 36 Milliarden kWh, was etwas weniger als der Hälfte des Jahresbedarfs von 78,2 Milliarden kWh entspricht. 

„Angesichts der zu erwartenden Temperaturentwicklung bin ich zuversichtlich, dass wir Ende des Winters bei deutlich über 25 Prozent liegen werden.“ Etwa 20 Milliarden kWh entfallen auf die strategische Gasreserve der Republik. Im Erdölsektor verfügt Österreich über eine Notstandsreserve von rund 2,65 Millionen Tonnen, mit der etwa ein Viertel des Jahresbedarfs gedeckt werden kann. 

Hattmannsdorfer ergänzte, die Lage sei nicht mit der zur Zeit des russischen Einmarschs in der Ukraine Anfang 2022 vergleichbar: „Damals waren wir von russischen Gaslieferungen abhängig. Heute haben wir gut diversifizierte Bezugsquellen.“ Dies betreffe auch verflüssigtes Gas (LNG), von dem nur etwa 15 Prozent aus dem von einer möglichen Sperre der Straße von Hormuz betroffenen Emirat Katar stammten. 

Ferner habe das Wirtschaftsministerium (BMWET) eine Arbeitsgruppe („Task Force“) eingerichtet, der unter anderem Fachleute der Regulierungsbehörde E-Control sowie des Wirtschaftsforschungsinstituts angehören. Diese erarbeite täglich anhand von 18 Indikatoren Handlungsempfehlungen an die Regierung. Wie sich die Öl- und Gaspreise entwickeln, bleibe abzuwarten. Dass die Märkte auf Ereignisse wie jene um den Iran zumindest mit kurzfristigen Preisanstiegen reagieren, sei klar. Insofern empfehle sich eine gewisse Gelassenheit. 

Keine Eile beim Krisenmechanismus 

Hattmannsdorfer sieht deshalb auch keinen Grund, die Arbeiten am Krisenmechanismus für Eingriffe bei den Energiepreisen zu forcieren. Michaela Schmidt, die Regierungskoordinatorin der Sozialdemokraten (SPÖ), hatte am 2. März den diesbezüglichen dringenden Wunsch ihrer Partei formuliert. Die im Rahmen des geplanten Krisenmechanismus vorgesehene Deckelung des Nettostrompreises bei 10 Cent/kWh „muss jetzt rasch umgesetzt werden“. 

Hattmannsdorfer entgegnete auf Anfrage der Redaktion, die Arbeiten an dem Mechanismus, der auf auf dem EU-Recht basiert, seien weiterhin im Gang. Bereits verständigt habe sich die Regierung, der neben der ÖVP und der SPÖ auch die Liberalen (Neos) angehören, darauf, die Grenzwerte für das Inkraftsetzen des Mechanismus zu unterschreiten.

EU-rechtlich ist die zeitweilige Einführung des 10-Cent-Deckels unter anderem zulässig, wenn der Großhandelspreis für Strom mindestens sechs Monate in Folge bei über 180 Euro/MWh liegt. „Aber die derzeitige Situation veranlasst uns nicht, irgendwelche Instrumente einzusetzen“, betonte Hattmannsdorfer. 

Vorsicht bei der Merit Order 

Um die Frage, ob der Staat zwecks Senkung der Strompreise in den Großhandelsmarkt eingreifen soll, ging es am 2. März auch bei einer Podiumsdiskussion auf Einladung des Elektrizitätswirtschaftsverbands Oesterreichs Energie. Lion Hirth, Ökonom an der Hertie School Berlin, riet diesbezüglich zur Zurückhaltung. Die viel kritisierte Merit Order sei keineswegs eine Besonderheit des Strommarkts: „Sie beschreibt einfach nur die Preisbildung nach Grenzkosten, die es auf allen Märkten gibt.“

Folglich seien Eingriffe schwierig: „Bestenfalls würden sie zu teuren Fehlallokationen führen, schlimmstenfalls zu Versorgungsproblemen.“ Sinnvoll ist laut Hirth, die Stromproduktion mittels erneuerbarer Energien sowie die weitere Steigerung der Energieeffizienz auf allen Ebenen zu forcieren. 

Ähnlich argumentierte der Präsident von Oesterreichs Energie, Michael Strugl, der dem Stromkonzern Verbund als Generaldirektor vorsteht. Alles in allem habe sich die Merit Order bislang bewährt: „Der Markt funktioniert grundsätzlich.“ Wenn in Österreich trotz des weit überwiegendenden Anteils erneuerbarer Energien an der Bedarfsdeckung immer wieder hohe Strompreise aufträten, sei dies der Tatsache geschuldet, „dass das Jahr 8.760 Stunden hat“. Und nicht in jeder Stunde stünden die „Erneuerbaren“ zur Verfügung.

In diesen Fällen setzten üblicherweise Gaskraftwerke die Preise. Wer dies nicht wolle, müsse die mit Gas befeuerten Anlagen durch den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien aus dem Markt drängen.

Harald Uphoff, Vorstand des BBEN, erklärte, zahlreiche Organisationen sendeten ein klares Signal: Bürgerenergie sei eine tragende Säule der Energiewende und brauche verlässliche politische Rahmenbedingungen. Wer Investitionssicherheit schwäche oder neue Unsicherheiten schaffe, gefährde regionale Wertschöpfung und gesellschaftliche Teilhabe.

Aus Sicht der Initiatoren verschärfen aktuelle Entwicklungen die Lage. Neben der Debatte um ein neues Gebäudemodernisierungsgesetz verunsichere die Branche ein geleakter Arbeitsentwurf zur Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes mit Stand vom 22. Januar 2026. Die Verbände sprechen von einem kumulativen Risiko für Investitionsbereitschaft und Planungssicherheit bei Bürgerenergieprojekten, im Mittelstand und in Kommunen.

Unternehmen gegen das Netzpaket

Parallel dazu haben sich neun Unternehmen aus Energie- und Technologiesektor mit einem offenen Brief an die Ministerin gewandt. Zu den Unterzeichnern zählen nach eigenen Angaben unter anderem Rabot Energy, Ostrom, Tibber, GP Joule, Tado, Kiwigrid, Lichtblick, Green Planet Energy und Polarstern.

Das Bündnis warnt vor einer energiepolitischen Richtungsentscheidung mit weitreichenden Folgen für Investitionen, Innovation und Versorgungssicherheit. Ein regulatorischer Fokus auf Anschlussstopps oder pauschale Kapazitätsbegrenzungen wie im Netzpaket des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE) würde nach Einschätzung der Unternehmen Investoren verunsichern und das Vertrauen in einen planbaren Transformationspfad schwächen.

„Gerade in einer Phase hoher Investitionen in Wärmepumpen, Elektromobilität, Speicher und dezentrale Erzeugung braucht es klare Signale für Verlässlichkeit“, so das Bündnis. Die Transformation des Energiesystems sei längst ein Digitalisierungsprojekt, heißt es in dem Schreiben. Intelligente Steuerung, automatisierte Lastverschiebung und dynamische Netzentgelte könnten bestehende Kapazitäten effizienter nutzen.

PV ist wichtiger Baustein der Energiewende

Frank Späte, Präsident der DGS, warnt laut Mitteilung, die Abschaffung der Einspeisevergütung für kleine Solaranlagen würde einen wichtigen Baustein der Energiewende schwächen. Er fordert Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche auf, die bestehende Dynamik nicht zu gefährden.

Susanne Jung, Geschäftsführerin des SFV, weist den Vorwurf zurück, Photovoltaikanlagen von Bürgerinnen und Bürgern seien verantwortlich für Netzengpässe oder steigende Kosten. Wer das Ende von „Produce & Forget“ fordere, müsse auch Netze, digitale Infrastruktur und Speicher ausbauen sowie stabile Rahmenbedingungen schaffen. Die Verbände kündigen an, ihre Forderungen gemeinsam mit den Mitzeichnenden an das BMWE zu übergeben.

Konkret plädieren die Unternehmen für Planungssicherheit statt dauerhafter Kapazitätsbeschränkungen, für einen beschleunigten Smart Meter Rollout sowie für Anreizsysteme zur automatisierten Laststeuerung. Zudem regen sie die Einrichtung eines praxisnahen Expertenrats für intelligente Netzsteuerung beim BMWE an.

Sowohl die Verbände der Bürgerenergie als auch das Unternehmensbündnis verknüpfen ihre Kritik mit dem Angebot zum Dialog. Vor der anstehenden Kabinettsentscheidung zum Netzpaket fordern beide Seiten eine Ausgestaltung, die Investitionen in dezentrale Strukturen ermöglicht und digitale Steuerung stärker berücksichtigt.

Eine Mitzeichnung des Netzpaket-Appells ist bis 08.03.26 möglich.

 
Die Statistik zeigt die Entwicklung der Investitionen im Bereich Photovoltaik in Deutschland in den Jahren 2004 bis 2024. Im Jahr 2024 wurden in Deutschland rund 15,4 Milliarden Euro in die Photovoltaiktechnologie investiert.

Im Gegenzug verpflichtet sich die Schweiz nach einem Bericht der Deutschen Presseagentur, EU-Recht zu übernehmen und Zahlungen zur Unterstützung strukturschwacher EU-Regionen zu leisten. Letztere sollen sich ab 2030 auf jährlich 350 Millionen Franken (gut 385 Millionen Euro) belaufen. Bisher sind es etwa 130 Millionen Franken im Jahr. 

Kernelemente des Strommarkt-Abkommens: 

• Die Vereinbarung soll es der Schweiz und EU-Netzbetrieben ermöglichen, Strom reibungslos grenzüberschreitend zu handeln und zu transportieren. Das bedeutet für die Schweiz, dass sie künftig rechtlich abgesichert Zugang zum EU-Strombinnenmarkt erhält. Bisher erfolgte das ohne klare vertragliche Grundlage. 
• Schweizer Strommarkt-Akteure sollen gleichberechtigt am EU-Innenmarkt teilnehmen können, etwa am Handel an Strombörsen oder bei Kapazitätsauktionen. 
• Parallel soll die Schweiz ihre Marktöffnung im Inland weiterentwickeln, damit auch dort Verbraucher und Unternehmen mehr Wettbewerb und Wahlfreiheit bekommen. 
• Eines der wichtigsten Elemente ist die rechtliche Absicherung grenzüberschreitender Stromtransporte: In Krisensituationen sollen keine einseitigen Export- oder Importbeschränkungen möglich sein, die den Stromfluss beeinträchtigen. 
• Das Abkommen fordert verstärkte technische Zusammenarbeit, etwa bei Netzsteuerung, Kapazitätsoptimierung und Systemstabilität. Swissgrid und europäische Netzbetreiber sollen stärker in gemeinsame Prozesse eingebunden werden, was eine effizientere Nutzung der Infrastruktur ermöglicht. 

Frühere Studien im Zusammenhang mit dem Abkommen deuteten darauf hin, dass die Strompreise in der Schweiz auf längere Sicht sinken könnten, weil Importe und Wettbewerb zunehmen. Im Vergleich zu einem Szenario ohne Abkommen sind solche Preisvorteile prognostiziert worden.

„Dieses wegweisende Paket spiegelt die strategische Bedeutung der Partnerschaft zwischen der Europäischen Union und der Schweiz wider. Und das bedeutet, dass unsere Zusammenarbeit voll und ganz auf die Realitäten und Ambitionen des 21. Jahrhunderts ausgerichtet ist“, erklärte Ursula von der Leyen, die Präsidentin der Europäischen Kommission, in einer Stellungnahme. Durch die Modernisierung und Vertiefung der Verbindungen zwischen Schlüsselsektoren – von Handel und Verkehr bis hin zu Gesundheit und Energie – würde die Rechtssicherheit gestärkt, Innovationen gefördert und neue Chancen für Bürger und Unternehmen in der EU geschaffen.

Positive Stimmen aus Baden-Württemberg

Aus Baden-Württemberg, das vermittelnd am Zustandekommen der Vereinbarung beteiligt war, gab es ebenfalls positive Reaktionen. Ministerpräsident Winfried Kretschmann (Grüne) in einer Mitteilung der Staatskanzlei: „Insbesondere für unsere Grenzregionen zur Schweiz – vom Bodensee bis zum Oberrhein – bringt das Vertragspaket deutliche Verbesserungen.“

Die Wirtschaftsministerin in Baden-Württemberg, Nicole Hoffmeister-Kraut (CDU), kommentierte das Abkommen ebenfalls: „Mit der Unterzeichnung des Vertragspakets zwischen der Europäischen Union und der Schweiz in Brüssel ist ein weiterer wichtiger Meilenstein im laufenden Ratifizierungsprozess geschafft. Damit rücken für unsere baden-württembergischen Unternehmen Planungssicherheit sowie der Abbau von bürokratischen Hürden und technischen Handelshemmnissen in greifbare Nähe.“

Die Energiewirtschaft halte ebenfalls leistungsfähige Netze für eine zentrale Voraussetzung für das Gelingen der Energiewende. Regulierung solle daher Investitionen und Handlungsspielräume stärken und nicht zusätzliche operative Belastungen schaffen, moniert Andreae.

„Grundsätzlich begrüßen wir das Ziel der Bundesnetzagentur, Netzbetreiber zu belohnen, die bei der Digitalisierung ihrer Stromnetze eine besondere Leistungsfähigkeit und Kompetenz unter Beweis stellen“, sagte sie. Die nun beschlossene Datenerhebung führe jedoch mit 250 teils nur aufwendig erhebbaren und zu schätzenden Datenpunkten zu erheblichen administrativen und organisatorischen Aufwänden für die Netzbetreiber. Dies sei in einer Phase, in der die verfügbaren Ressourcen vorrangig für Netzausbau und Transformation benötigt werden, kontraproduktiv.

Verbesserungsvorschläge nicht berücksichtigt

Zwar hätten die Verbände im Dialog mit der Behörde einzelne Konkretisierungen bei Datendefinitionen erreicht. „Im Ergebnis muss aber konstatiert werden, dass zahlreiche Verbesserungsvorschläge von Netzbetreibern und unserem Verband nicht aufgenommen wurden“, bedauert Andreae.

Insbesondere Hinweise, dass einzelne abgefragte Daten in der Praxis häufig nicht vorliegen und nur über Annahmen oder Schätzungen ermittelt werden können, wurden nicht umgesetzt. „Dies wirkt sich unmittelbar auf die Datenqualität aus und stellt die Belastbarkeit sowie Vergleichbarkeit eventuell daraus abzuleitender Kennzahlen infrage“, befürchten die Netzbetreiber. 

Die Bundesnetzagentur bewerte den Nutzen der Datenerhebungen generell höher als den Aufwand. Und auch den finanziellen Aufwand für die erforderlichen IT-Umstellungen der Netzbetreiber sehe die Regulierungsbehörde immer pauschal als verhältnismäßig an.

„Wir fordern, dass die Behörde in ihren Festlegungen – wie auch jedes Ministerium bei Gesetzesvorlagen – den Erfüllungsaufwand für die Wirtschaft berechnet und zur Diskussion stellt“, forderte die BDEW-Vertreterin. Auch die Behörde solle die politischen Maßgaben zur Reduzierung der Bürokratie beachten, appellierte Andreae.

Der VKU begrüßt die transparente Darstellung der Überlegungen. Dynamische Netzentgelte müssten nachweislich Engpässe reduzieren und Systemkosten senken, doch eine belastbare Kosten-Nutzen-Analyse für Investitionen der Netzbetreiber und laufende Transaktionskosten liege bislang nicht vor. Insbesondere die Umsetzbarkeit sieht der Verband kritisch.

Der VKU bezweifelt zudem, dass die Einbeziehung von Netzkunden in unteren Netzebenen ein angemessenes Aufwand-Nutzen-Verhältnis biete. Die Beiträge einzelner Kunden zur Engpassvermeidung seien gering, zugleich müssten umfangreiche Prozesse für Information, Parametrierung und Abrechnung aufgebaut werden. Preissignale kämen bei vielen Anschlussnutzern nicht direkt an, da Lieferanten als Netznutzer agierten.

Weitergabe von Netzentgelten problematisch

Kritisch bewertet der VKU auch die Weitergabe dynamischer Entgelte über Netzebenen hinweg. Netzbetreiber könnten so mittelbar die Netzsicherheit anderer Betreiber beeinflussen. Sollte die Bundesnetzagentur an ihrem Ansatz festhalten, müssten ausreichende Analyse- und Reaktionszeiten vorgesehen werden.

Der BVES fordert eine Systematik sein, die Stromspeicher als Infrastruktur zur Netz- und Systemsicherung stärke, Engpässe adressiere und den privatwirtschaftlichen Ausbau nicht gefährde. Laut BVES summieren sich die positiven gesamtwirtschaftlichen Effekte von Speichern auf mehr als fünf Milliarden Euro pro Jahr. Speicher trügen dazu bei, Redispatchkosten zu senken, Solarspitzen zu integrieren und negative Preise zu begrenzen.

Vertrauensschutz für Netzentgeltbefreiung

BVES-Vorstandsmitglied Georg Gallmetzer hält den notwendigen Flexibilitätsausbau in Deutschland für weitgehend privatwirtschaftlich finanzierbar. Dafür brauche es jedoch einen verlässlichen regulatorischen Rahmen. „Ein nicht gebauter Speicher zahlt keine Netzentgelte und senkt auch keine Systemkosten“, mahnt er. Diese Logik müsse im AgNes-Verfahren berücksichtigt werden.

Die Verbände warnen vor anhaltender regulatorischer Unsicherheit. Großspeicher hätten mehrjährige Entwicklungs- und Finanzierungszyklen. Unklare Rahmenbedingungen wirkten sich unmittelbar auf Risikoaufschläge und Investitionsentscheidungen aus. Laut BVES würden bereits Projekte gestoppt oder verschoben.

Ein zentraler Punkt ist der Vertrauensschutz rund um die Netzentgeltbefreiung nach Paragraf 118 Absatz 6 Energiewirtschaftsgesetz. Investoren hätten auf Basis des bestehenden Planungshorizonts entschieden. Der Verband fordert eine investitionsschützende Übergangsregelung und eine transparente Kommunikation, damit Projekte bis 2029 nicht in eine Finanzierungslücke geraten. Inhaltlich setzt der Verband auf dynamische Netzentgelte als Kerninstrument. Zeit- und ortsvariable Entgelte könnten netzdienliches Verhalten anreizen und Systemkosten senken, sofern sie schrittweise eingeführt würden. 

Im Kern stehen sich damit unterschiedliche Akzente gegenüber: Während der BVES dynamische Entgelte als zentrales Instrument für Investitionssicherheit und Systemeffizienz einordnet, warnt der VKU vor Komplexität, Umsetzungsrisiken und fehlender Kostenklarheit. Die Bundesnetzagentur steht vor der Aufgabe, im AgNes-Verfahren eine Systematik zu entwickeln, die sowohl Investitionsanreize als auch Praktikabilität berücksichtigt.

Der ostdeutsche Verteilnetzbetreiber Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH (Mitnetz Strom) mit Sitz in Kabelsketal betreibt in Teilen Brandenburg, Sachsen-Anhalt, Thüringen und Sachsen das Stromnetz für etwa 2,3 Millionen Menschen. Der Netzbetreiber gehört zur Chemnitzer „EnviaM“, die mehrheitlich zur Eon-Gruppe gehört.

„In den vergangenen zehn Jahren hat sich die installierte Leistung aus Erneuerbaren damit fast verdoppelt, die Anzahl der Erzeugungsanlagen sogar deutlich mehr als vervierfacht“, teilt der Netzbetreiber mit.

Photovoltaik hatte mit knapp 55 Prozent den höchsten Anteil an der installierten Leistung der erneuerbaren Energien, der Anteil der Windkraft lag bei über 41 Prozent. Der verbleibende Anteil entfiel auf Wasserkraft, Biomasse sowie Deponie-, Klär- und Grubengas.

Die Anzahl der Photovoltaik-Anlagen stieg weiter rasant auf fast 169.000 Stück, ein Zuwachs von fast 19 Prozent. Treiber des Anstiegs waren vor allem Steckersolaranlagen, deren Zahl um 51 Prozent auf fast 45.600 Anlagen zunahm. Die Balkonkraftwerke hätten allerdings „kaum einen Einfluss auf die installierte Leistung, da sie mit maximal 800 W vorrangig der Eigenbedarfsdeckung dienen“, so das Unternehmen.
 
Auch bei neuen steuerbaren Verbrauchseinrichtungen wie Wallboxen, Wärmepumpen und Stromspeichern setzte sich der Zuwachs fort. Im vergangenen Jahr wurden über 14.000 dieser Anlagen neu angemeldet. Insgesamt waren mehr als 110.000 dieser Einrichtungen an das Verteilnetz angeschlossen, was einer Steigerung von knapp 15 Prozent gegenüber dem Vorjahr entspricht. Besonders groß war der Zuwachs bei Stromspeichern mit 23 Prozent, Wallboxen legten um 15 Prozent und Wärmepumpen um fast vier Prozent zu.

Kai Richter, seit Dezember 2025 kaufmännischer Geschäftsführer von Mitnetz Strom, bewertet die Entwicklung zwar insgesamt positiv, verweist aber zugleich auf operative Herausforderungen.

„Zur Wahrheit gehört auch, dass die hohen Anschlusszahlen uns weiterhin vor große prozessuale Herausforderungen stellen und es zu längeren Wartezeiten kommen kann. Betroffene Kunden möchte ich um Verständnis bitten und versichern, dass wir unser Bestes geben, um aufgelaufene Bearbeitungsrückstände so schnell wie möglich abzuarbeiten.“

Gemäß der Daten, die die Rohstoffdaten-Plattform Matflixx vom DWD bezogen hat und nach Berechnungen dieser Redaktion war der Februar in Berlin, Hamburg, München, Frankfurt am Main und Essen schon mal durchgehend wärmer als der Januar 2026.

Den Heizrekord seit 2018 hält in allen fünf Städten der Februar 2018, während genauso überall im Februar 2024 der relativ geringste Heizbedarf herrschte.

Im Vergleich zum Februar 2025 stiegen die Gradtagszahlen in Berlin und Hamburg. In Essen, Frankfurt am Main und München sanken sie dagegen. Am Messpunkt Essen-Bredeney war es sogar ein regelrechter Absturz von 448,9 Gradtagen auf 392,6 Gradtage.  

Auf dieser Basis wurde der durch Förderung freigewordene Porenraum ermittelt und unter Speicherbedingungen rechnerisch mit Wasserstoff befüllt. Ergänzend erfolgten eine erste Abschätzung zu salinaren Aquiferen sowie einfache wirtschaftliche Betrachtungen. 

Die Bandbreite des Potenzials hängt vom angenommenen Arbeitsgasanteil ab. 96 Prozent des Gesamtpotenzials ohne Berücksichtigung salinarer Aquifere entfallen dabei auf die 25 größten Lagerstätten. 95 Prozent der Kapazitäten liegen im südöstlichen Teil des Molassebeckens. 

Mit 39 Prozent entfällt der größte Anteil auf fünf aktive Erdgasspeicher, weitere 37 Prozent auf 27 ausgeförderte Gaslagerstätten. Allein die aktiven Erdgasporenspeicher erreichen ein Potenzial von fünf bis zehn TWh und damit einen signifikanten Anteil am bundesweiten Wasserstoffspeicherpotenzial. 

Die ausgewiesenen Werte sind als statische Speicherkapazitäten zu verstehen und unterliegen Unsicherheiten. Sie bilden weder zyklische Betriebsweisen noch geochemische Wechselwirkungen oder wirtschaftliche Detailfragen ab. Gleichwohl verweist die Studie auf das Potenzial poröser Formationen für die untertägige Wasserstoffspeicherung. Insbesondere die bestehenden Erdgasporenspeicher gelten als gut untersucht, infrastrukturell erschlossen und speichertechnisch erprobt. 

Der vollständige Studienbericht „Statische Speicherkapazitäten für H2 in Kohlenwasserstofflagerstätten und Gasspeichern. Abschlussbericht zum Arbeitspaket 1 des F&E Projekts SpeicherCHeck − Teil 1:Wasserstoff“ ist auf den Internetseiten des Bayerischen Wirtschaftsministeriums abrufbar.

In gut zwei Jahren soll der Anteil grüner Energie an der Fernwärme von Enercity bis zu 75 Prozent betragen. Ab Mitte der 2030er Jahre ist geplant, das verbliebene Gaskraftwerk auf Wasserstoff umzustellen und so den finalen Schritt zur vollständigen Klimaneutralität zu machen. 

Die bisher von Block I des Steinkohlekraftwerks erzeugte Wärme wird durch fünf dezentrale Anlagen ersetzt, die vor allem auf nicht mehr recyclefähiges Altholz, Klärschlamm, Abwärme und Biomethan setzen. Insgesamt hat das Energieunternehmen seit 2020 nach eigenen Angaben rund 246 MW thermische Leistung aus erneuerbaren Energien neu realisiert. Weitere Projekte mit mehr als 300 MW sind im Bau oder in Planung.
 
Niedersachsens Energie- und Umweltminister Christian Meyer (Grüne) erklärte dazu: „Mit der Abschaltung des ersten Kohleblocks zeigt Hannover, wie die Wärmewende und Klimaschutz konkret funktionieren. Der Kohleausstieg erfolgt schneller als gesetzlich gefordert. Hannover ist damit Vorbild beim Klimaschutz und der Nutzung erneuerbarer Energien.“ Entscheidend sei jetzt, dass Bund und Länder den Kommunen stabile Rahmenbedingungen und Investitionssicherheit beim Klimaschutz geben, damit weitere Städte diesem Weg folgen können.

Hannovers Oberbürgermeister Belit Onay (Grüne) betonte: „Wir schaffen den Kohleausstieg ohne den Umweg über neue fossile Großkraftwerke. Das stärkt die Region, erhöht unsere Unabhängigkeit und macht Hannover zu einem Vorbild für andere Großstädte. Der Wärmesektor ist einer der größten Hebel für wirksamen Klimaschutz – und wir nutzen ihn konsequent.“ 

Ab 2028 klimaneutral

Enercity-CEO Aurelie Alemany: „Mit der Stilllegung von Block I wird aus Planung Realität. Wir zeigen, dass ein vorzeitiger Kohleausstieg und die Wärmewende keine Vision sind. Genau deshalb sind klare politische Leitlinien notwendig – wie ein ETS2 (Anm. d. Red.: Emissions Trading System 2 der EU), der transparent macht, was CO2 wirklich kostet und die Investitionen honoriert, die wir heute für die klimaneutrale Wärme von morgen tätigen. Nur mit dieser Klarheit können Unternehmen das Tempo halten, das Deutschland für seine Klimaziele braucht.“ 

Bereits 2017 hatte Enercity den Ausstieg aus der Kohle beschlossen. Nach der Heizperiode 2027/28 soll auch Block II des Kohlekraftwerks durch klimafreundliche Energieträger ersetzt werden – rund zehn Jahre früher als der von der Bundesregierung beschlossene Zielkorridor 2038. 

Für den Ersatz von Block I wurden bisher knapp 400 Millionen Euro investiert. Insgesamt plant der Energieversorger bis 2040 Investitionen in Höhe von rund 1,5 Milliarden Euro, um auch Block II – und damit das gesamte Kohlekraftwerk – durch klimafreundliche Wärmeversorgung zu ersetzen. Dabei ist der technologische Ansatz breit aufgestellt: Neben Biomasse- und Klärschlammverwertung spielen weitere Abwärmenutzungen und Großwärmepumpen eine zentrale Rolle.

Im Jahr 2024 hat die EWG die alte Tauchkreiselpumpe durch eine leistungsstärkere Anlage ersetzt. Tauchkreiselpumpen werden in großer Tiefe eingesetzt, um das heiße Thermalwasser aus dem Untergrund an die Oberfläche zu fördern. Die neue Pumpe kann die Fördermenge von bisher 100 auf bis zu 150 Liter pro Sekunde steigern.

Aktuell betreibt die EWG laut eigener Auskunft die Anlage mit 130 Litern pro Sekunde und speist damit erfolgreich 12 MW geothermische Wärme in das Fernwärmenetz ein. Die nun erteilte wasserrechtliche Genehmigung des Bergamts Südbayern ist die behördliche Bestätigung, das volle Potenzial des Garchinger Erdschatzes nutzen zu dürfen: „Diese Genehmigung ist wichtig für die wirtschaftliche Leistungs- und Zukunftsfähigkeit der EWG“, erklärt Geschäftsführer Linus Diergarten. „Wir können unsere geothermische Leistung weiter ausbauen, neue Kunden anschließen und gleichzeitig noch mehr CO2 einsparen.“

Großwärmepumpen erhöhen Spitzenlast 

Parallel zur Leistungssteigerung der Geothermie hat die EWG Ende 2025 in ihrer Heizzentrale „Am Wiesäckerbach“ zwei Großwärmepumpen in Betrieb genommen, teilte der Versorger weiter mit. Sie nutzen die verbleibende Wärme des Thermalwassers, bevor es in den Boden zurückgeführt wird, und heben diese Wärme mittels elektrischen Stroms auf ein für das Fernwärmenetz nutzbares Temperaturniveau.

Ab 2026 versorgen diese Anlagen das Netz in der Mittel- und Spitzenlast mit zusätzlicher Wärme und nutzen die vorhandene Wärmequelle Geothermie. Beide Maßnahmen – die neue Förderpumpe und die Großwärmepumpen – werden durch die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) gefördert.

In einem weiteren Schritt plant die EWG, einen Tagesspeicher zu integrieren. Er soll die täglichen Schwankungen im Wärmebedarf besser ausgleichen und es ermöglichen, überschüssige erneuerbare Wärmeenergie tagsüber und in den Nachtstunden zu speichern und in Spitzenlastzeiten wieder abzugeben.

Die Kältezentrale basiert nach Unternehmensangaben auf vier Kolbenverdichtern. Die bei der Kälteerzeugung entstehende Prozesswärme speist die Wärmepumpen. Im Ergebnis verbrauche die Käserei in Zukunft rund 95 Prozent weniger Erdgas, heißt es. Die jährliche CO2-Einsparung beziffert MVV auf 6.000 Tonnen.

„In Zusammenarbeit mit MVV Enamic haben wir ein Konzept entwickelt, das unsere Anforderungen an Energieeffizienz und Versorgungssicherheit erfüllt und langfristig wirtschaftliche Vorteile bietet“, wird Käserei-Chef Olaf Braumann in einer Mitteilung zitiert. Durch die neuen Anlagen könne die Erzeugung von Wärme und Kälte flexibel am Bedarf und an den Marktpreisen ausgerichtet werden.

MVV Enamic übernimmt den Betrieb und damit auch das Energiemanagement über eine Vertragslaufzeit von zwölf Jahren. Das Projekt wird vom Staat über die Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft unterstützt.

Künftig sollen Thermondo-Neukunden bereits vor der Installation einer Wärmepumpe ein intelligentes Messsystem erhalten. Energy Metering übernehme Finanzierung und Einbau. Für den Einbau selbst entstünden keine zusätzlichen Anschaffungskosten. Für den Betrieb fielen die gesetzlich festgelegten Entgelte an: 50 Euro jährlich für das intelligente Messsystem sowie weitere 50 Euro für die Steuerungseinrichtung, heißt es in der Mitteilung.

So wollen die Partner die Grundlage für dynamische Stromtarife und zeitvariable Netzentgelte legen. Thermondo veranschlagt die Einsparungen der Kunden mit dynamischen Tarifen gegenüber Fix-Tarifen mit bis zu 20 Prozent. Die Kooperation baue auf einer Pilotphase mit mehreren Hundert Installationen auf und werde nun bundesweit ausgeweitet.

Laut Thomas Kraker von Schwarzenfeld entgeht den Hausbesitzern ohne intelligentes Messsystem „bares Geld“, da sie in „intransparenten Fixstromtarifen gefangen“ seien. Nun könnten jedoch alle Wärmepumpen-Kunden des Anbieters schnell und kostenfrei einen Smart Meter erhalten, so der Chief Innovation Officer bei Thermondo. Und er verspricht: „Gemeinsam öffnen wir tausenden Eigenheimen die Tür zum Energiemarkt der Zukunft.“

Und Bastian Gierull erklärt, die Energiewende sei ohne Smart Meter nicht machbar. „Obwohl die Technik für Wärmepumpen-Haushalte längst Pflicht ist, geht es in Deutschland bisher kaum voran. Genau deshalb braucht es wettbewerbliche Messstellenbetreiber wie uns“, so der Geschäftsführer von Energy Metering, der gleichzeitig auch Deutschland-Chef von Octopus Energy ist.

Octopus Energy ist über die Metering-Tochter nicht nur wettbewerblicher Messstellenbetreiber. Das Unternehmen bietet unter anderem auch selbst Wärmepumpen und entsprechende flexible Tarife an.

Wie ein Sprecher des Amtsgerichts Landshut auf Anfrage dieser Redaktion bestätigte, habe das Gericht auf Antrag eine vorläufige Insolvenzverwaltung für das Reinigungsunternehmen angeordnet. Den Insolvenzantrag hatte Sun-X nach Angabe des Gerichts bereits am 6. Februar gestellt.

Sun-X verfügt über sieben Beschäftigte und war 2020 in den Markt eingetreten, um mit einer Spezialkonstruktion die flexible Säuberung von Solar-Oberflächen zu ermöglichen. Dabei steht das nicht-stationäre Schienensystem „Sunbotics“ im Mittelpunkt, auf dem ein Reinigungsroboter über die Solaranlage fährt. Zudem sind ein Verschmutzungssensor und ein Algorithmus im Angebot, der den optimalen Reinigungszeitpunkt bestimmt.

Als Start-up benötigt Sun-X um Geschäftsführer Pascal Liebold offenbar nach wie vor Fremdmittel im nennenswerten Umfang, um sich und sein Geschäftsmodell zu behaupten. Das lässt sich aus der Begründung ablesen, die der vom Amtsgericht Landshut bestellte Insolvenzverwalter in einer der Redaktion vorliegenden Pressemitteilung veröffentlicht hat.

Ein Hauptdarlehensgeber und ein anderer Investor hätten überraschend den Geldhahn zugedreht und auch bereits zugesagte Summen einbehalten, so lässt Rechtsanwalt Marc-Andre Kuhne von der Kanzlei „DKR Kuhne Dr. Raith“ sich in der Mitteilung zitieren.

Die technologische Basis sei solide, das Unternehmen jedoch noch in der teuren Forschungs- und Entwicklungsphase und somit ohne weiteren Geldzufluss von außerhalb kaum liquide zu führen, schreibt er weiter. Dem Insolvenzverwalter obliegt es, den Betrieb während der nun beginnenden Investorensuche aufrecht zu erhalten.

Aktuell erfolgen Produktion und Vertrieb bei Sun-X am bayerischen Standort im gewohnten Umfang. Das Insolvenzgeld sichert zunächst die Bezahlung der Beschäftigten. Als Ziel hat Marc-Andre Kuhne ausgegeben, neue Geldgeber für das Unternehmen zu interessieren und zu gewinnen.

„Wir sehen durchaus reale Chancen für eine übertragende Sanierung„, sagt der Rechtsanwalt mit Bezug auf vorhandene Patente, Know-how der Belegschaft und internationale Ausrichtung durch bestehende Kooperationen. All dies mache das Unternehmen zu einem “attraktiven Ziel für Investoren aus dem Cleantech-Sektor“.

Der Kontrakt über die langfristige Stromabnahme (Power Purchase Agreement – PPA) hat zunächst eine Laufzeit von drei Jahren, heißt es in einer Mitteilung der Statkraft Germany GmbH. Die Lieferung erfolge seit Jahresbeginn 2026 und ende mit Ablauf des Jahres 2028.

Der Strom stammt aus Sonnenenergie. Zwei Solarparks von Statkraft in Bayern fangen sie ein. Die Höflas 1 und 2 genannten Anlagen verfügen über eine Gesamtkapazität von 17,4 MW und sind seit 2024 in Betrieb. Über diesen wacht die Ökorenta Gruppe als weiteres beteiligtes Unternehmen.

Der Versorger aus dem Bergischen Land in Nordrhein-Westfalen benötigt diese Mengen an Ökoenergie für seine Industriekunden, in der Mitteilung genannt ist zum Beispiel die Bayer AG. Mit dem Vermeiden von Treibhausgasen einher gehe die Planungssicherheit für alle Beteiligten durch die festgelegte Preisstruktur. Außerdem erfolge der Betrieb der Solarkraftwerke marktbasiert unter Ausschluss einer Förderung durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG).

Statkraft gilt mit seinen 7.000 Beschäftigten als einer der international führenden Produzenten von Strom aus Wasserkraft und bezeichnet sich selbst als Europas größten Erzeuger von erneuerbarer Energie. Die WSW Energie & Wasser AG ist Teil der WSW-Unternehmensgruppe und kommt auf etwa 3.000 Mitarbeitende.

Die Projekte befinden sich derzeit im Bau und sollen bis 2028 vollständig in Betrieb gehen. Entwickelt wurden sie von Kyon Energy, einer Tochtergesellschaft von Total Energies. Ein Großteil der Anlagen soll mit Batterien der nächsten Generation ausgestattet werden, die von Saft geliefert werden, ebenfalls eine Tochtergesellschaft des französischen Energiekonzerns. Total Energies bleibt Betreiber der Speicher.

Die einzelnen Speicherprojekte reichen von 12 MW mit einer Kapazität von 28 MWh bis zu 147 MW mit 296 MWh und sind über ganz Deutschland verteilt. Insgesamt fünf der elf Projekte haben eine Leistung über 100 MW.

Mit den Batteriespeichern sollen Netzengpässe reduziert und zusätzliche Flexibilität im Stromsystem bereitgestellt werden. Ziel sei es, das weitere Wachstum erneuerbarer Energien in Deutschland zu unterstützen. Batteriespeicher gelten als zentrale Infrastruktur, um schwankende Einspeisung aus Wind- und Solarenergie auszugleichen und das Stromsystem zu stabilisieren.

Erstes direktes Equity-Engagement der Allianz in Speicherportfolio

Deutschland zählt für Total Energies nach eigener Aussage zu den strategisch wichtigen Märkten im Strombereich. Das Unternehmen ist dort entlang der gesamten Wertschöpfungskette im Stromsegment aktiv – von der Entwicklung von Windkraft- und Solarprojekten über flexible Assets wie Batteriespeicher bis hin zu Trading und Aggregation.

Stephane Michel, President Gas, Renewables & Power bei Total Energies, erklärte, die Transaktion ermögliche es, die Kapitalallokation in den integrierten Stromaktivitäten zu optimieren und die Profitabilität zu verbessern. Zugleich stärke sie die Position im deutschen Markt, dem größten Strommarkt Europas. Er verwies in diesem Zusammenhang auch auf ein kürzlich unterzeichnetes 200-MW-PPA mit Airbus.

Edouard Jozan, Head of Private Markets bei Allianz Global Investors, bezeichnete die Investition als erstes direktes Equity-Engagement von Allianz in ein Portfolio von Batteriespeicherprojekten. Eine leistungsfähige Infrastruktur sei eine Voraussetzung für den Übergang zu sauberer Energie. Die elf Projekte mit einer Kapazität von 789 MW nach Fertigstellung würden zur Stärkung der Energie-Resilienz beitragen, die Energiewende unterstützen und langfristigen Mehrwert für Kunden schaffen.
 
Der Abschluss der Transaktion steht unter dem Vorbehalt der üblichen behördlichen Genehmigungen und vertraglichen Bedingungen.

Allianz Global Investors verwaltet an 21 Standorten weltweit nach eigenen Angaben ein Vermögen von 591 Milliarden Euro.

Total Energies entwickelt in Deutschland ein 2-GW-Batteriespeicherportfolio mit Kyon Energy, außerdem ein Offshore-Windportfolio mit einer Gesamtleistung von 7,5 GW in der Nord- und Ostsee sowie ein 7-GW-Portfolio aus Solar- und Onshore-Windprojekten.

Beyer wird die Geschäftsführung gemeinsam mit dem aktuell alleinigen Geschäftsführer Eiko Fliege durchführen, der zukünftig für die Finanzen und den Vertrieb verantwortlich sein wird.

Beyer kommt von den Stadtwerken Staßfurt, wo er seit knapp 30 Jahren tätig war. Dort verantwortet er über 16 Jahre den Bereich Technik und war für viele verschiedene Großprojekte verantwortlich. Er war zuvor in verschiedenen leitenden Funktionen tätig.

Der Beschluss, ihn an Bord zu holen fiel Mitte Dezember einstimmig. Der Dienstvertrag wurde Ende Dezember abgeschlossen und durch den Aufsichtsrat im Februar 2026 bestätigt. Die neue Aufgabe ermögliche es, Torsten Beyer, technisches Fachwissen mit einer starken, mitarbeiterorientierten Führungsphilosophie zu verbinden. Ziel der SW sei eine zukunftsfähige, stabile Versorgung mit Fokus auf Effizienz, Sicherheit und Mitarbeiterzufriedenheit.
 
Querelen mit der Belegschaft beilegen

Im September 2025 hatte der Aufsichtsrat der SW Quedlinburg beschlossen, die Geschäftsführung zu erweitern (wir berichteten). Stadtwerke-Chef Eike Fliege war im Unternehmen stark in die Kritik geraten. In einem offenen Brief hatte die Belegschaft im März 2025 seine Abberufung gefordert. Ein Schlichtungsversuch des Aufsichtsrats war gescheitert. Als Maxime für die Personalentwicklung nennt die Stadt „eine faire Führung, Entwicklung und Motivation der Mitarbeitenden sowie Förderung einer kooperativen und leistungsorientierten Unternehmenskultur.“

Fliege, der seit 2021 Geschäftsführer in Quedlinburg ist, soll nur noch für den kaufmännischen Bereich und den Vertrieb zuständig sein, sagte damals Oberbürgermeister Frank Ruch (CDU) der Mitteldeutschen Zeitung. Fliege soll dafür verantwortlich sein, dass Mitarbeitende sich aus dem Unternehmen verabschiedet hatten. Beyer soll nun für bessere Stimmung sorgen.

Massive Aufschläge verzeichnete erneut Erdgas: Der TTF-Frontmonat kratzte an der Marke von 60 Euro, gestützt durch die faktische Blockade der Straße von Hormus und Produktionsausfälle in Katar. Kohle und Öl zogen im Sog der geopolitischen Risiken weiter an, da ein signifikanter Teil der globalen Öl-Lieferungen durch das Nadelöhr am Persischen Golf läuft. Die Märkte preisen damit ein erhebliches Angebotsrisiko ein.

Strom: Mit teils deutlichem Plus hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Der Day-ahead gewann 41,00 auf 147,75 Euro je Megawattstunde im Base und 38,50 auf 142,25 Euro je Megawattstunde im Peak.

Die Meteorologen von Eurowind stellen für den Mittwoch einen Rückgang der Erneuerbaren-Einspeiseleistung in Aussicht. Für Donnerstag wird zwar ein Anstieg der Einspeiseleistung erwartet, anschließend dürfte diese sich aber eher auf einem moderaten Niveau bewegen.

Das US-Wettermodell sieht bis etwa zum 18. März eine durchgehend deutlich unterdurchschnittliche Wind-Einspeiseleistung. Die Temperaturen dürften sich in diesem Zeitraum im deutlich überdurchschnittlichen Bereich bewegen.

Am langen Ende verteuerte sich das Strom-Cal-27 um 5,65 auf 88,14 Euro je Megawattstunde.

CO2: Mit deutlichem Plus haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 2,99 auf 73,56 Euro je Tonne. Nachdem sich der Benchmark-Kontrakt zum Start in die neue Woche noch weitgehend unbeeindruckt von den Aufwärtsimpulsen der umliegenden Märkte gezeigt hatte, ging es am Dienstag für den Dec 26 ebenfalls kräftig nach oben. Kurzfristig dürfte auch der CO2-Markt nun vor allem von den Nachrichten aus dem Nahen Osten getrieben werden.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben ihren Aufwärtskurs am Dienstag fortgesetzt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 16,10 auf 60,00 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es um 15,950 auf 56,50 Euro je Megawattstunde nach oben.

Gegenüber Freitag liegt der Aufschlag damit bei etwa 40 Prozent. Die Erdgaspreise werden im Iran-Krieg gleich doppelt befeuert: Zum einen wird normalerweise sehr viel Flüssiggas durch die aktuell extrem unsichere Seestraße von Hormus transportiert. Ein iranischer Kommandeur hat damit gedroht, jedes Schiff anzugreifen, das die Straße von Hormus durchquert.

Dieser Schritt könnte etwa ein Fünftel der weltweiten Ölversorgung unterbrechen. „Die Meerenge ist geschlossen. Wenn jemand versucht, sie zu passieren, werden die Helden der Revolutionsgarden und der regulären Marine diese Schiffe in Brand setzen“, sagte Ebrahim Jabari, ein hochrangiger Berater des Oberbefehlshabers der Garden.

Ob der Iran dieses wichtige Nadelöhr auf See nun sperrt oder nicht, spielt laut Beobachtern kaum eine Rolle. Denn viele Reedereien durchfahren die Seestraße aktuell ohnehin aufgrund der Risiken nicht. Zum anderen hat Katar die Produktion von Flüssiggas eingestellt, nachdem zwei iranische Drohnen abgefangen worden sind, die auf eine zentrale Energieanlage gezielt hatten. Die Anlage im Industriegebiet Ras Laffan beherbergt ein wichtiges LNG-Drehkreuz für Katar, einen der weltweit führenden Exporteure des Brennstoffs, der fast 20 Prozent des globalen LNG-Bedarfs deckt.