Technische Lösungen benötigen Unterstützung

Die CMA-Vorstandsvorsitzende Alexandra Decker rief zur internationalen Zusammenarbeit auf: „Carbon Management ist keine nationale Aufgabe, so wenig wie sich das Treibhausgas CO2 an Grenzen hält.“ In der Industrie sei die Abscheidung von CO2 technisch gelöst, nun müssten Transport und Einlagerung des Gases sowie die Einrichtung eines Marktes dafür folgen. Diese große Aufgabe könne weder ein Unternehmen noch eine Branche allein lösen. „Carbon Management funktioniert nur in einer engen Verzahnung der gesamten Wettschöpfungskette“, umriss Decker den Zweck ihrer Allianz. 

Wenn die CO2-intensive Industrie nicht nur noch an der Küste möglich sein solle, müsste auch ein Netz für den Transport aufgebaut werden, appellierte sie. In der Regulatorik der Politik fehlten noch Rahmen für Differenzverträge und die Anrechnung von Emissionsminderungen, beispielsweise durch biogene Bindung von CO2. Eine multimodale CO2-Infrastruktur werde über den Erfolg der europäischen Industrie und des Klimaschutzes entscheiden, schloss Decker.

Unvermeidbare Emissionen abscheiden

Zwei Drittel der CO2-Emissionen in der Kalkindustrie seien technologisch unvermeidlich, erläuterte Andres Bode, Vizepräsident der Lhoist Group. Darum müssten für Klimaneutralität Wege gefunden werden, anfallende Treibhausgase zu bewältigen. Dafür sei die Einspeicherung von CO2 Teil der Konzernstrategie. Da die Politik die Klimaschutzvorgaben mache, müsse sie auch absichern, dass es einen Business Case gebe. Dann werde der Markthochlauf auch gelingen.

Niko Bosnjak, Leiter Energiepolitik beim Gasfernleitungsnetzbetreiber OGE, schilderte den bisherigen Werdegang des Carbonmanagements. So sei das eigene Gasnetz streckenweise bereits fähig, CO2 zu transportieren und die Abschnitte, die zu ertüchtigen wären, seien ebenfalls bekannt. Bevor aber eine Umsetzung beginnen könne, müssten erheblich Gasmengen verlässlich bereitstehen. Dafür fehlten noch die Entscheidungen sowohl der Industriepartner als auch der Politik. 

Da wahrscheinlich keine Zustimmung für CO2-Einlagerung unter dem deutschen Festland möglich sei, plane man den Transport Richtung Nordsee. Allerdings sei das Gasnetz derzeit noch mehr als ausgelastet für den Transport von Erdgas, gerade seit immer mehr über die LNG-Terminals an den Küsten angeliefert wird. Für weitere Pipelines sieht er Probleme, weil die Bevölkerung gegenüber immer neuen Infrastrukturbauten neben Stromnetz, Schienen, Straßen nicht mehr sehr offen sei.

Internationale Zusammenarbeit

Für den belgischen Gasnetzbetreiber Fluxys unterstrich der SVO Corporate Commercial Arno Büx die gute Zusammenarbeit mit der deutschen Seite. Die Planungen einer Netzvision seien weit fortgeschritten und könnten Süd- und Ostdeutschland anbinden. Zwischen Ruhrgebiet, OGE und Fluxys gebe es den Plan der Leitung „Ruhbens“, in Anlehnung an den deutsch-flämischen Maler.

Tom Hautekiet, Chief Transformation beim Hafen von Antwerpen-Brügge, unterstrich die Bedeutung seines Hafens für die Verbindung der Industrie an Land und dem Meer als Lagerstätte für CO2. Man errichte derzeit die Infrastruktur, um 2,5 Millionen Tonnen CO2 jährlich im Untergrund einzulagern und 4,5 Millionen Tonnen über Rotterdam in andere Lagerstätten zu transportieren. 
 
Für das norwegische Gasunternehmen Equinor erläuterte Country Manager Deutschland Nina Scholz, ihr Unternehmen stehe bereit, CO2 auch von anderen Ländern einzuspeichern. Aus der jahrzehntelangen Erfahrung mit Öl- und Gasförderung und den geologischen Gegebenheiten habe man technische Erfahrung mit Einlagerung in unterseeischen Formationen. In der Planung sei eine unterseeische Pipeline, um aus den Niederlanden CO2 zu den Lagerstätten zu transportieren.

Da die wirtschaftlichen Risiken sehr groß sind, müsste es eine politische Unterstützung der beteiligten Länder geben, forderte sie. Die Entscheidung für die norwegischen Projekte sei nur möglich gewesen durch die starke staatliche Unterstützung, auch in Dänemark und Großbritannien sei durch staatliche Beteiligung eine Absicherung erfolgt. Ähnliches müsse rasch auch in Deutschland entschieden werden, forderten die Tagungsteilnehmer.

Die Anwendung solle möglichst breit gehalten und CCS nicht nur als „allerletztes Mittel“ eingesetzt werden, forderte Ludger Radermacher für den Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geothermie (BVEG). Die Organisation erwartet sich von der Politik eine Carbon-Management-Strategie, die vor allem das Kriterium Kosteneffizienz erfüllt. Damit zielte Rademacher auf Überlegungen, CO2 im Meeresuntergrund zu speichern. Die Onshore-Speicherung sei sicher und durch geringere Transportkosten günstiger als die Offshore-Speicherung, sagte er.

Chemieindustrie: CCS auch eine „Brücke“

Matthias Belitz vom Verband der Chemischen Industrie (VCI) bezeichnete CCS als unverzichtbar für die Branche, um klimaneutral zu werden. Beispielhaft verwies er auf Prozesse wie die Herstellung von Calciumcarbid. In der Wärme- und Dampferzeugung seien fossile Brennstoffe noch nicht wirtschaftlich zu ersetzen. CCS, so der Bereichsleiter für Nachhaltigkeit und Klimaschutz beim VCI, könne „als Brücke dienen“.

Der Landtagsabgeordnete Marcus Resch (AfD) vertrat den Standpunkt, dass ein politisches Problem konstruiert werde, um eine „technisch aufwendige und kostenintensive Infrastruktur“ zu schaffen. Nur ein geringer Anteil der Emissionen könne technisch behandelt werden. Zudem bestehe das Risiko von „Leckagen und biologischen Störungen“, warnte der Geologe.

Wissenschaftler: „Kein Freifahrtschein“

„Wir müssen schwer vermeidbare Emissionen, soweit es geht, reduzieren und die CO2-Entnahmekapazitäten parallel ausbauen“, wird Felix Schenuit von der Stiftung für Wissenschaft und Politik (SWP) zitiert. Er verwies auf den Weltklimarat (IPCC), der empfiehlt, verbleibende Restemissionen durch CO2-Entnahme auszugleichen. Für die Abscheidung von CO2 aus Abgasen sowie für die CO2-Entnahme aus der Atmosphäre brauche es CCS, so Schenuit. Gleichwohl sei die Technologie „kein Freifahrtschein“ für weniger Klimaschutz. Auch er hob die hohen Kosten für die Technologie hervor.

Volker Quaschning, Professor an der Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin, sprach von „exorbitant hohen Kosten“ und mangelnder Akzeptanz in der Bevölkerung für den Bau eines CO2-Pipeline-Netzes, wie es für CCS notwendig wäre. Er riet stattdessen dazu, „alle vermeidbaren Restemissionen bis 2045 auf null zu reduzieren“. Die Verbrennung von Erdgas, Erdöl und Kohle sollte bis dahin beendet werden. Auch die Emissionen der Landwirtschaft und der Industrie müssten auf „das absolut technische Minimum“ reduziert werden, so der Sachverständige.

Konstantin Litker vom Bundesverband Nachhaltige Wirtschaft sagte, staatliches Geld dürfe es nur für Projekte zur Abscheidung und Speicherung von „nachweisbar“ unvermeidbaren Restemissionen geben. CCS für Gaskraftwerke und für blauen Wasserstoff sei hingegen teuer, technisch komplex und verlängere zudem „fossile Geschäftsmodelle“.

Im Zentrum des Verfahrens stand ein umfassender Umbau zwischen den Energieunternehmen RWE und Eon aus dem Jahr 2018. Durch eine Reihe von Geschäften wurde die Stromerzeugung bei RWE und das Netz- und Endkundengeschäft bei Eon konzentriert, wobei RWE als größter Einzelaktionär bei Eon einstieg (wir berichteten). 

Drei Transaktionen erfolgten im Jahr 2018

Der Austausch von Vermögenswerten umfasste mehrere Transaktionen, darunter den Erwerb von Erzeugungsanlagen durch RWE sowie die Übernahme der Energieverteilung und des Vertriebs von Innogy durch Eon. Mit einer ersten Transaktion wollte RWE die alleinige Kontrolle über bestimmte Erzeugungsanlagen von Eon erwerben. Die zweite Transaktion bestand im Erwerb der Sparten Energieverteilung und -vertrieb sowie bestimmter Erzeugungsanlagen von Innogy, einer Tochtergesellschaft von RWE, durch Eon. Die dritte Transaktion sah den Erwerb einer Beteiligung in Höhe von 16,67 Prozent an Eon durch RWE vor.

Der erste und der zweite Zusammenschluss wurden von der Europäischen Kommission geprüft und genehmigt, der dritte Zusammenschluss hingegen vom deutschen Bundeskartellamt. Elf deutsche Stadtwerke fochten damals die beiden Beschlüsse der Kommission vor dem Gericht der Europäischen Union an. 

Gerichtshof bestätigt Linie der Vorinstanz

Bereits das Gericht der Europäischen Union hatte die Klagen in den Jahren 2023 zurückgewiesen. Es stellte fest, dass kein einheitlicher Zusammenschluss vorliege, sondern mehrere eigenständige Transaktionen. Zudem erkannte es keine offensichtlichen Fehler in der wettbewerbsrechtlichen Bewertung durch die Kommission.

Neun Stadtwerke legten daraufhin Rechtsmittel beim Gerichtshof ein. Dieser bestätigte zunächst im Juni 2025 die Genehmigung des ersten Zusammenschlusses. Mit den aktuellen Urteilen weist er auch die Rechtsmittel gegen die zweite Transaktion zurück.

Der Gerichtshof folgt damit der Argumentation der Vorinstanz. Die drei Transaktionen stellten keinen einheitlichen Vorgang dar. Es handle sich nicht um Zwischenschritte zur Erlangung der Kontrolle durch ein einzelnes Unternehmen, sondern um rechtlich getrennte Zusammenschlüsse.
Bedeutung für künftige Fusionskontrolle

Die Entscheidungen konkretisieren die Maßstäbe für die Bewertung komplexer Transaktionsstrukturen im Energiesektor. Der Gerichtshof bestätigt, dass mehrere miteinander verbundene Vorgänge nicht automatisch als einheitlicher Zusammenschluss zu behandeln sind.

Für die Praxis der Fusionskontrolle bedeutet dies eine Bestätigung der bisherigen Linie der Kommission. Unternehmen können komplexe Umstrukturierungen weiterhin in getrennten Verfahren anmelden, sofern keine einheitliche Kontrolle im Sinne des Wettbewerbsrechts vorliegt. 

Der vollständige Wortlaut der Urteile (C-171/24 P bis C-177/24 P sowie C-178/24 P und C-179/24 P) sind auf der Seite des Gerichtshofs der EU.

Mit dem Begehren, eine Turbine im Süden der Stadt Meschede gerichtlich verbieten zu lassen, ist der Verein „SauerlandAir“ aus Eslohe-Wenholthausen zunächst unsanft auf dem Boden der Tatsachen gelandet. Im Eilverfahren wies das zuständige Oberverwaltungsgericht für Nordrhein-Westfalen das Ansinnen ab. 

Nimmt man die Befürchtungen des Vereins beim Wort, lasse die beklagte Anlage – es ist eine von insgesamt sechs im Windpark geplanten – dem Verein keine Luft mehr zum Atmen. Als „höchstwahrscheinlichen K.O. für unseren Verein“ hatte der Vereinsvorsitzende Manuel Moreno die Turbine gegenüber dem WDR bezeichnet.

Das Problem soll im Standort der Windenergieanlage begründet sein. Die Turbine stehe den Gleitschirmfliegerinnen und -fliegern im Wind, sagen sie. Genauer gesagt: in der Schneise, die für den Start und die Thermik entscheidend sei. Der Startplatz in Wenholthausen genießt in NRW Kultstatus, dort heben im Jahr mehr als 1.000 Menschen zu ihren Flügen ab.

Projektierer ist die Hochsauerland-Energie GmbH, ein 2009 erfolgter Energie-Zusammenschluss der Kommunen Meschede, Olsberg und Bestwig. Das Versorgungsunternehmen und dessen kommunale Vertretungen hatten stets betont, den Verein im Genehmigungsverfahren nicht benachteiligt zu haben. Das bestätigte auch das OVG im Eilverfahren.

Schwerer noch als die Frage der ordnungsgemäßen Beteiligung wiegt allerdings der erhobene Vorwurf, die Windkraftanlage wende sich rücksichtslos gegen die Interessen des 800 Menschen starken Vereins. Die behauptete Existenzbedrohung, also den vermeintlichen „K.O.“, konnte der 22. Senat allerdings nicht ausmachen, da es nur zu minimalen Beeinträchtigungen des Flugbetriebs kommen könnte.

Auch widerspreche der Verein sich, wenn er Windgeschwindigkeiten in der Begründung anführt. Bis 20 km/h sei der Flugbetrieb durch die Turbine ohnehin nicht gestört, über dieser Marke werde es aufgrund der zunehmenden Windstärke per se schwierig, diese Sportart auszuüben. Außerdem habe der Regionalplan, der jüngst Windkraftgebiete festgelegt hat, während der Aufstellung die Belange des Vereins angemessen berücksichtigt.

Der Spruch des Münsteraner Gerichts muss noch nicht die Bruchlandung für den Gleitschirmfliegerverein bedeuten. Es war zwar das unanfechtbare Ende des Eilverfahrens. In der Hauptsache gelangt das Thema gleichwohl noch einmal vor das OVG. Es sei denn, der Verein glaubt nicht länger an einen Erfolg und zieht die im November eingereichte Klage wieder zurück.

Eine aktuelle Analyse des Fraunhofer IEG (Energieinfrastrukturen und Geotechnologien) kommt jedoch zu dem Ergebnis, dass dieser Bonus seinen Zweck möglicherweise übererfüllt. Laut der Studie verfügen süddeutsche Standorte bereits heute über wirtschaftliche Vorteile durch bestehende Fördermechanismen. Dazu zählt insbesondere die anteilige Werteverbrauchsvergütung, die Kraftwerksbetreiber erhalten, wenn sie im Rahmen von Redispatch-Maßnahmen ungeplant zusätzliche Leistung bereitstellen.

Wie die Forschenden darlegen, können diese Vergütungen über die Lebensdauer einer Anlage erhebliche Summen erreichen. In einzelnen Regionen im Süden liegen die ermittelten Werte laut Analyse in einer Größenordnung, die dem geplanten Südbonus entspricht oder diesen sogar übertrifft. Steigende Preise für Kraftwerkskomponenten könnten diesen Effekt zusätzlich verstärken.

Kraftwerksstrategie überarbeiten

„Die Studie liefert eine wichtige Grundlage, um die Kraftwerksstrategie volkswirtschaftlich optimal auszurichten“, sagt Mario Ragwitz, Leiter des Fraunhofer IEG. Ziel sei es, neue Kapazitäten dort zu errichten, wo sie das Energiesystem tatsächlich stärken. Bei der Ausgestaltung der Ausschreibungen müsse darauf geachtet werden, Fehlanreize zu vermeiden.

Auch Thorsten Spillmann, Projektleiter am Institut, weist auf Abstimmungsbedarf hin. Bestehende und geplante Förderinstrumente müssten besser verzahnt werden, da sonst Investitionen im Norden behindert werden könnten. Dieser bleibe für die Versorgungssicherheit ebenfalls relevant.

Die Studie hebt hervor, dass die Kombination aus Südbonus und bestehenden Vergütungsmechanismen zusätzliche Risiken birgt. Berücksichtigen Betreiber mögliche Erlöse aus Redispatch bereits bei ihren Geboten, können Unsicherheiten entstehen, die die Kapitalkosten erhöhen. Bleiben diese Erlöse unberücksichtigt, drohen im Nachhinein höhere Zahlungen und damit Mehrkosten für die Allgemeinheit. In beiden Fällen könnten Investitionen stärker in den Süden fließen als politisch vorgesehen.
 
Gegenvorschläge aus der Studie

Zur Begrenzung solcher Effekte schlagen die Autoren mehrere Maßnahmen vor. So könnten neu ausgeschriebene Anlagen von der anteiligen Werteverbrauchsvergütung ausgenommen werden. Alternativ wäre eine verpflichtende Rückzahlung entsprechender Erlöse denkbar. Beide Ansätze würden laut Analyse die Investitionssicherheit erhöhen und die Steuerungswirkung des Südbonus präzisieren. Eine pauschale Einpreisung erwarteter Vergütungen bewerten die Forschenden hingegen kritisch, da sie zusätzliche Risiken für Betreiber mit sich bringe.

Die Untersuchung entstand in Zusammenarbeit mit der Consentec GmbH. Auftraggeber war die Lausitzer Energie AG Clean Power mit Sitz in Cottbus (Brandenburg), ein Energieunternehmen mit Fokus auf erneuerbare Energien und flexible Kraftwerkskapazitäten. Laut den Studienautoren zeigt die Analyse, dass ein abgestimmtes Zusammenspiel von Förderinstrumenten, Netzbetrieb und Standortpolitik entscheidend ist, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten und Kosten für Verbraucher zu begrenzen.

Die IEG-Studie zum Südbonus für Kraftwerke steht als PDF zum Download bereit.

Nach Angaben der DBU bewerten rund 60 Prozent der 1.006 Befragten den Fortschritt Deutschlands in Bereichen wie erneuerbare Energien, Energieeffizienz, Recycling und Wasserstoff im internationalen Vergleich als durchschnittlich. Weitere 24 Prozent halten Deutschland in diesen Feldern für rückständig. Nur elf Prozent sehen das Land als führend. Die Erhebung fand im Januar statt.

Gleichzeitig misst eine deutliche Mehrheit der Green-Tech-Branche große wirtschaftliche Bedeutung bei. Laut Umfrage halten 80 Prozent der Befragten Herstellung und Export umweltfreundlicher Technologien für zentrale Säulen der künftigen wirtschaftlichen Entwicklung Deutschlands. Der Generalsekretär der DBU, Alexander Bonde, bewertet dies als klares Signal. Deutschland dürfe seine Position in diesem Bereich nicht gefährden, erklärte Bonde laut Mitteilung.

Die DBU verweist zudem auf die wirtschaftliche Entwicklung der Branche. Seit 2010 sei die Bruttowertschöpfung im Green-Tech-Sektor jährlich um rund fünf Prozent gewachsen. Zudem entfallen laut Stiftung mehr als acht Prozent der deutschen Exporte auf diesen Bereich. Grundlage der Branche seien umweltfreundliche Produktentwicklungen und Geschäftsmodelle, die laut dem sogenannten Green-Tech-Atlas verschiedene Leitmärkte umfassen, darunter Kreislaufwirtschaft, Energieeffizienz und nachhaltige Mobilität.

Technologische Innovationen spielen aus Sicht der Bevölkerung insgesamt eine zentrale Rolle. 93 Prozent der Befragten halten sie für sehr oder eher wichtig für die Zukunft des Landes. Unterschiede zeigen sich laut Umfrage zwischen den Geschlechtern: Männer bewerten Innovationen häufiger als „sehr wichtig“ als Frauen.
 
Auch innerhalb einzelner Bereiche zeigen sich Unterschiede: Frauen wünschen sich laut Umfrage deutlich häufiger Innovationen im Gesundheits- und Pflegesektor als Männer. Bonde sieht hier großes Potenzial für Umwelttechnologien. Der Gesundheitsbereich sei mit einem hohen Ressourcenverbrauch und erheblichen Emissionen verbunden und könne durch Innovationen zur Entlastung von Umwelt und Klima beitragen, erklärte er.

Mehrheit will staatliche Förderung

Als Beispiel nennt die DBU die Förderinitiative „CirculAid“, die Projekte zur Kreislaufwirtschaft im Gesundheitswesen unterstützt. Neben dem Tempo beim Ausbau von Green Tech spricht sich eine Mehrheit der Befragten auch für ein stärkeres staatliches Engagement aus. Insgesamt 69 Prozent halten eine intensivere Förderung von Umwelttechnologien für notwendig. 16 Prozent sehen die aktuelle Förderung als ausreichend an, während etwa zehn Prozent sie für zu hoch halten.

Schwerpunkte für zusätzliche staatliche Maßnahmen sehen die Befragten vor allem in Forschung und Entwicklung sowie in der Kreislaufwirtschaft. Jeweils rund 65 Prozent derjenigen, die mehr Förderung befürworten, nennen diese Bereiche als besonders wichtig.

Bei der Frage nach der Verantwortung für den Ausbau von Umwelttechnologien sehen 39 Prozent in erster Linie Staat und Politik in der Pflicht. 32 Prozent verteilen die Verantwortung auf mehrere Akteure, darunter Wirtschaft und Wissenschaft. 21 Prozent schreiben sie vor allem Industrie und Unternehmen zu.

Dass sich die Staats- und Regierungschefs der EU in dieser Woche mit der Energie- und Klimapolitik und ihrer Auswirkung auf die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie befassen wollten, stand schon fest, bevor der Angriff auf den Iran eine neue Schockwelle durch die Energiemärkte geschickt hat. Die Explosion der Öl- und Gaspreise verschärft das Dilemma der EU: Energie ist in Europa teurer als in anderen Industrieländern und der Druck, dagegen etwas zu unternehmen, ist in den letzten Tagen noch einmal gestiegen. 

Die Klimapolitik, von manchen als wichtiger Kostenfaktor identifiziert, gerät dabei immer stärker in den Fokus, allerdings unter verschiedenen Vorzeichen. Zum EU-Gipfel, auf dem nicht nur über kurzfristige Maßnahmen zur Senkung der Energiepreise geredet wird, sondern auch darüber, wie es in den 30er Jahren mit der Energie- und Klimapolitik weitergehen soll, sind die Staats- und Regierungschefs mit unterschiedlichen Positionen angereist.

Bundesregierung zwischen den Positionen 

Die skandinavischen Länder, Portugal und Spanien wollen die anspruchsvolle Klimapolitik der letzten Jahre fortsetzen und an einem starken Preissignal des ETS festhalten. In Osteuropa aber auch in Italien oder Österreich hat man die Emissionsrechte dagegen als Kostentreiber ausgemacht und verlangt Eingriffe in das ETS, um seine Auswirkungen zu begrenzen. Ministerpräsidentin Meloni will den Emissionshandel aussetzen, bis Gas wieder billiger ist. Manche Länder können sich sogar eine Zukunft ohne ETS vorstellen. Seine Kritiker wollen zumindest einen Mechanismus durchsetzen, der verhindert, dass Öl- und Gaspreisschocks durch den CO2-Preis noch verstärkt werden. 

Die Bundesregierung sieht sich zwischen den beiden Gruppen: Sie will am Emissionshandel grundsätzlich festhalten, die Industrie aber weiter durch Gratiszertifikate entlasten. Das käme vor allem der chemischen Industrie zugute, die auf fossile Brennstoffe nicht verzichten kann. Teile der Stahl- oder der Zementindustrie stehen dem ETS positiver gegenüber. Sie sehen größere Chancen in einer Transformation, die durch den CO2-Preis unterstützt und durch Einnahmen aus dem Emissionshandel gefördert wird. 

Die Kommission versucht, von ihrer Klimapolitik zu retten, was zu retten ist. Zur schnellen Dekarbonisierung gebe es keine Alternative, sagt Energiekommissar Dan Jörgensen: „Wir müssen diese Gelegenheit nutzen, um schneller voranzukommen, besser zu werden.“ Der Ausstieg aus den fossilen Energien sei nicht nur für das Klima nötig oder um unabhängig zu werden von Russland: „Europa steht vor einer existenziellen Entscheidung. Entweder wir bleiben abhängig von den Unwägbarkeiten der globalen Energiemärkte oder wir gewinnen die Kontrolle über unsere Energieversorgung zurück.“ 

Jörgensen räumt ein, dass kurzfristige Maßnahmen zur Entlastung der Verbraucher und der Unternehmen nötig sein könnten. Dabei gehörten alle Kostenfaktoren auf den Prüfstand. Die Mitgliedsstaaten könnten zum Beispiel die Stromsteuern senken.
Neue Benchmarks für die Industrie

Den Brief, den Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen Anfang der Woche an die Staats- und Regierungschefs verschickt hat, könnte man allerdings so verstehen, dass auch strategische Ziele zur Debatte stehen. Die Kommission werde schon bald neue „Benchmarks“ für die Industrie und eine Reform der Marktreserve (MSR) vorlegen, heißt es da. Das ETS insgesamt komme in der zweiten Jahreshälfte auf den Prüfstand, „insbesondere um für die Zeit nach 2030 einen realistischeren Dekarbonisierungspfad vorzuschlagen“. Mit anderen Worten: was man bislang plant ist wohl nicht realistisch. 

Mehr Realismus ist nach Ansicht von Klimakommissar Wopke Hoekstra auch im Hinblick auf die internationale Klimapolitik angesagt. Die Kooperation im Rahmen der Klimakonferenzen habe sich als nicht sehr effektiv erwiesen, sagte Hoekstra in dieser Woche. Solidarität und Gegenseitigkeit müssten Hand in Hand gehen. Es könne nicht sein, dass die EU am meisten für den Klimaschutz leiste und am meisten bezahle, international aber auf die größten Schwierigkeiten stoße. Wegen der notwendigen Einstimmigkeit sei das System aber nicht reformierbar: „Wir müssen uns der Tatsache stellen, dass es eine Reihe von Ländern gibt, die unter erfolgreichem Klimaschutz einfach nicht dasselbe verstehen wie wir.“

Sorgen bereitet dem Klimakommissar vor allem China. Die Volksrepublik leiste Beachtliches bei der Energiewende, gleichzeitig seien immer neue Kohlekraftwerke, die in China weiter ans Netz gingen, nicht gerade klimaschonend. Es sei deswegen sinnvoller, Gruppen von „willigen“ Ländern zu bilden, die sich auf umsetzbare Ziele verständigen könnten.

„Die Rahmenbedingungen für Holzhackschnitzel haben sich im Vergleich zum vorigen Quartal deutlich entspannt“, erklärt Depi-Geschäftsführer Martin Bentele. „Die gestiegenen Rundholzpreise haben sich kaum auf den Hackschnitzelmarkt ausgewirkt. Dies ist offensichtlich dem hohen Lagerbestand geschuldet. Zudem sehen wir eine grundsätzlich abnehmende Nachfrage nach Industrieholz von der Papier- und Zellstoffindustrie.“ 
 
Die angespannte Situation der fossilen Energieträger Öl und Gas vergrößert zudem den Kostenvorteil: Gegenüber Heizöl sind Hackschnitzel nach Depi-Angaben rund 60 Prozent günstiger, im Vergleich zu Erdgas sind es etwa 47 Prozent. 

Der Hackschnitzelpreis wird vom Depi quartalsweise erhoben. Unternehmen, die Hackschnitzel produzieren, können ihre Verkaufspreise für alle Qualitätsklassen freiwillig beim Depi melden. Der Erhebungszeitraum endet am 15. des dritten Monats des laufenden Quartals.

Nach Angaben von EWE ist der Verkauf vor dem Hintergrund einer ambitionierten Transformationsagenda mit einem Investitionsvolumen von rund 16 Milliarden Euro in den kommenden zehn Jahren zu sehen. Das mehrheitlich kommunale Energie- und Telekommunikationsunternehmen konzentriere sich mit der Entscheidung weiter auf strategische Wachstumsbereiche. „EWE dankt den Mitarbeitenden von WCG für ihr Engagement und wünscht dem Unternehmen für die nächste Entwicklungsphase viel Erfolg“, heißt es weiter. 

Pioneer Point Partners mit Sitz in London möchte der Hamburger WCG nach Angaben von EWE weiteres Wachstum im Bereich energieeffizienter und erneuerbarer Wärmelösungen ermöglichen.

Der Vertrag umfasst Planung, Beschaffung, Fertigung und Lieferung der Elektrolyse-Technik. Onuba ist die erste Phase des andalusischen Wasserstoffvorhabens von Moeve am Energy Park La Rabida in Huelva im Südwesten Spaniens. Die Anlage soll eine nominelle Produktionskapazität von rund 45.000 Tonnen grünem Wasserstoff pro Jahr erreichen. Moeve beziffert die mögliche CO2-Minderung auf rund 250.000 Tonnen jährlich. 

Das Projekt ist Teil des „Andalusian Green Hydrogen Valley“, das Moeve mit einem Investitionsvolumen von rund 3 Milliarden Euro in Südspanien entwickelt. Geplant ist der Aufbau einer Elektrolysekapazität von insgesamt 2.000 MW an den Standorten Huelva und Campo de Gibraltar (Cádiz). Der dort produzierte Wasserstoff − etwa 300.000 Tonnen pro Jahr − soll vor allem zur Dekarbonisierung der eigenen Industrieprozesse sowie zur Herstellung erneuerbarer Kraftstoffe für den Luft- und Seeverkehr genutzt werden. 

Neben der Produktion umfasst das Vorhaben auch den Aufbau einer gesamten Wertschöpfungskette, einschließlich Speicherung, Transport und Exportinfrastruktur. Moeve plant, den Wasserstoff über bestehende Logistikstrukturen und Häfen in internationale Märkte zu liefern. Die Standorte profitieren von hohen erneuerbaren Erzeugungskapazitäten aus Solar- und Windenergie, die als Grundlage für die Elektrolyse dienen. 

Für Thyssenkrupp Nucera ist das Vorhaben Teil einer bestehenden Zusammenarbeit mit Moeve. Bereits zuvor hatten beide Unternehmen Vereinbarungen zur Reservierung von Produktionskapazitäten getroffen. Mit der Investitionsentscheidung geht das Projekt nun in die Umsetzungsphase.

Die Plattform basiert auf Echtzeitdatenanalyse, Prognosen und automatisierter Steuerung und ist Teil des „Buildings-as-a-Grid“ („Gebäude als Netz“)-Ansatzes des Unternehmens. Ziel ist es, Gebäude als flexible Energieeinheiten zu betreiben und dezentrale Energiequellen wie Photovoltaik, Batteriespeicher und Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge zu integrieren. 

Nach Unternehmensangaben ermöglicht die Software eine dynamische, netzinteraktive Steuerung des Energieeinsatzes. Sie integriert unter anderem Wetter- und Marktdaten, prognostiziert Energiebedarf sowie Solarstromerzeugung und steuert Lasten sowie Speicher automatisiert. Zudem unterstützt die Lösung die Überwachung und Berichterstattung von Scope-1- und Scope-2-Emissionen und adressiert regulatorische Anforderungen in Nordamerika, Europa und dem Nahen Osten. 

Hohes Optimierungspotenzial

Eaton verweist auf das hohe Optimierungspotenzial im Gebäudesektor: So würden in den USA gewerbliche Gebäude im Durchschnitt rund 30 Prozent der aufgewendeten Energie verschwenden, während in der Europäischen Union etwa 75 Prozent der Gebäude eine geringe Energieeffizienz aufwiesen. Die Plattform solle dazu beitragen, diese Potenziale zu erschließen und Anforderungen wie die EU-Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden umzusetzen. 

Getestet wurde das bereits in einigen Pilotprojekten. Eaton zufolge reduzierte ein Hotel in Amsterdam dabei seine Stromkosten um mehr als 25 Prozent und die Emissionen um 27 Prozent. In einem Logistikzentrum in den USA seien die Energiekosten um 17 Prozent gesunken, während sich die Kosten für das Laden von Flurförderzeugen um 66 Prozent verringerten. 

Die Software bietet ein mehrstufiges Energiemanagement auf Standort-, Campus- und Unternehmensebene. Funktionen wie Lastspitzenmanagement, tarifbasierte Lastverschiebung und die Integration von Energiemarktdaten sollen eine optimierte Betriebsführung ermöglichen. Ergänzend liefert die Plattform Handlungsempfehlungen zur Verbesserung von Effizienz und Betrieb sowie zur Einhaltung von Berichtspflichten.

Es werde mit Hochdruck an der Klärung der Ursache gearbeitet. Die eigenen Techniker würden dabei von einem Gutachter unterstützt. Laut Polizei wurde eine Straße in unmittelbarer Nähe vorübergehend gesperrt. 

Der Unfall ereignete sich im Bürgerwindpark von Berching in der Oberpfalz. Das betroffene Windrad ist im Jahr 2012 gebaut worden, im November ist es nach Angaben des Unternehmens zuletzt gewartet worden. Die Windkraftanlage ist mehr als 140 Meter hoch, ein Rotorblatt hat eine Länge von knapp 60 Metern.

Windkraftanlagen werden generell aber als sehr sicher eingestuft. Nach Angaben der Bayerischen Staatsregierung sind solche Schäden selten. 

Der TÜV hatte zuletzt etwa 50 gravierende Schäden an Windenergieanlagen pro Jahr in Deutschland verzeichnet, wobei rund 30.000 Anlagen in Betrieb seien. „Die Wahrscheinlichkeit, dass ein Rotorblatt abbricht oder sich ein anderer schwerer Schaden ereignet, liegt also bei weniger als 2 Promille“, heißt es auf einer Informationsseite des Wirtschaftsministeriums in München zur Sicherheit bei Windkraftanlagen.

Lossau kam 2011 als Referentin für wrneuerbare Energien zur EnBW und wechselte 2015 zur Netze BW. Dort übernahm sie verschiedene Führungspositionen und leitet seit 2025 das Netzgebiet Süd. In dieser Funktion verantwortet sie den Netzbau, -betrieb und -anschluss in den Sparten Strom, Gas und Dienstleistungen im südlichen Baden-Württemberg. 
 
Netze BW beschäftigt an rund 90 Standorten in Baden-Württemberg mehr als 5.800 Mitarbeitende sowie 800 Auszubildende und Studierende.

Die Spitzen der beiden Nachbarkommunen Wustermark und Potsdam sind sich über die Nutzung der Abwärme, die durch den Betrieb des großen Rechenzentrums abfällt, weitgehend einig. In einer Absichtserklärung haben Bürgermeister Holger Schreiber und Potsdams Oberbürgermeisterin Noosha Aubel (beide parteilos) die gemeinsame Nutzung der Virtus-Abwärme festgehalten.

Das teilen die Kommunen in einer gemeinsamen Erklärung mit. Potsdam, so heißt es dort, könne mit der entstehenden Abwärme das Zweieinhalbfache der derzeit erforderlichen Fernwärme erzeugen. Im Mittel der vergangenen drei Jahre, so eine Sprecherin der Stadt Potsdams auf Anfrage dieser Redaktion, habe das Leitungsnetz 630 Millionen kWh Wärme an Abnahmestellen transportiert.

Eine wichtige Rolle bei diesem Vorhaben spielt der Energieversorger in der Potsdamer Stadtwerke-Gruppe, EWP. Zunächst haben die kommunalen Partner eine Machbarkeitsstudie im Sinn, die über den weiteren Gang entscheiden soll. In der Praxis soll EWP den Transfer der Abwärme in das Leitungsnetz umsetzen.

Die Abwärme soll indes beiden beteiligten Kommunen zur Verfügung stehen. Potsdams OB Noosha Aubel hat dabei die Hoffnung, die Wärmewende günstiger gestalten zu können. Sie sieht laut Mitteilung die „Chance, den gesetzlich geforderten Bedarf an erneuerbarer Wärme über die bisher angedachten Tiefengeothermie-Projekte hinaus möglicherweise kostengünstiger zu decken als bisher angenommen“. Für die 11.000-Seelen-Gemeinde Wustermark eröffne sich die Möglichkeit für eine nachhaltige und günstige Wärmeversorgung „auch in Ortsteilen, für die ein Wärmenetz bislang schwer realisierbar erschien“, so Holger Schreiber.

Das Rechenzentrum soll laut ursprünglichem Zeitplan bereits 2026 mit der ersten Ausbaustufe in Betrieb gehen. Noch ist allerdings kein genaues Datum benannt. Die Einspeiseleistung des „ Virtus Wustermark Campus“ soll etwa 300 MW betragen. Das Rechenzentrum überzieht eine Gesamtfläche von mehr als 350.000 Quadratmetern.

Von dieser Senkung profitieren rund 95 Prozent der Düsseldorfer Kundinnen und Kunden, wie es in einer Mitteilung des Versorgers heißt. Die Senkung konnte danach vor allem wegen zurückgegangener Beschaffungskosten und Netznutzungsgebühren erreicht werden. 

Weitere Verträge, zum Beispiel für Nachtspeicher und Wärmepumpen werden preislich abweichend angepasst, weil es – je nach Tarif – auch unterschiedliche Kosten gibt, so die Stadtwerke. Für einen durchschnittlichen Verbrauch bei einer Nachtspeicherheizung von rund 2.500 kWh im Hochtarif und 4.500 kWh im Niedertarif ergibt sich eine jährliche Erhöhung um 124 Euro, für eine Wärmepumpenheizung in einem Einfamilienhaus mit einem angenommenen Verbrauch von 4.000 kWh eine jährliche Senkung von 162 Euro. 

Durch die militärischen Konflikte und die Krise im Mittleren Osten erhalten die Stadtwerke Düsseldorf nach eigenen Angaben aktuell Anfragen von Kundinnen und Kunden, die sich Sorgen um die Entwicklung der Energiepreise machen. Dazu erklärt das Unternehmen, dass man für die Bestandskunden bewusst auf eine längerfristig ausgerichtete Beschaffungsstrategie setze, sodass aktuelle, krisenbedingte Preissteigerungen an den Energiebörsen keine akuten Folgen haben.

 
Im Januar 2026 lag der Verbraucherpreisindex für Strom in Deutschland bei einem Wert von 120,8 Punkten. Die Basis des Index ist das Preisniveau des Jahres 2020. Der Verbraucherpreisindex für Strom misst die durchschnittliche Preisentwicklung, die Haushalte für ihre Stromversorgung zahlen. Im Vergleich zum Basisjahr 2020 bedeutet dies, dass die Strompreise in Deutschland bis Januar 2026 um 20,8 Prozent gestiegen sind.

„Was die Straße von Hormus betrifft, so sind sich alle einig, dass diese Meerenge nicht geschlossen bleiben darf“, sagte Rutte in Brüssel. Eine Öffnung der Meerenge sei entscheidend für die Weltwirtschaft. Er sei zuversichtlich, dass alles zur Unterstützung der gemeinsamen Interessen getan werde, sagte Rutte weiter. 

Strom: Sehr fest hat sich der deutsche OTC-Strommarkt infolge der kriegsbedingten massiven Preissprünge für Gas und Öl gezeigt, wobei die Abgaben am CO2-Markt noch höhere Gewinne bei Strom verhinderten. Der Day-ahead legte um 29,25 auf 143,25 Euro je Megawattstunde im Base und um 36,00 auf 129,75 Euro je Megawattstunde im Peak zu. An der Börse kostete der Day-ahead 143,02 Euro in der Grundlast und 129,29 Euro in der Spitzenlast. Ursächlich für den Preisanstieg beim Day-ahead war zudem die geringere Einspeiseleistung der Erneuerbaren, die für den Freitag vorhergesagt wird. Dieses soll laut den Meteorologen von Eurowind von 18,6 Gigawatt am Berichtstag auf 15,3 Gigawatt sinken. Eurowind zufolge werden die Beiträge von Wind und Solar bis einschließlich Montag deutlich unter 20 Gigawatt verharren. Am langen Ende legte das Strom-Frontjahr um massive 7,58 auf 98,70 Euro zu. 

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag weiter nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.23 Uhr um 2,16 auf 63,71 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 22,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 65,50 Euro, das Tief bei 63,07 Euro. Der Markt beobachtet genau das EU-Gipfeltreffen an diesem Donnerstag und am Freitag. Offenbar wollen die EU-Mitgliedstaaten eine geplante Überprüfung des EU-Emissionshandelssystems beschleunigen und noch in diesem Jahr Änderungen an den Vorschriften für die Marktstabilitätsreserve vornehmen.

Erdgas: Massiv erhöht haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag. Am TTF gewann der Frontmonat April um 8,775 auf 63,475 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE bewegte sich der Day-ahead um 11,400 auf 63,500 Euro je Megawattstunden. Beginnend am Mittwoch hat eine neue Welle von Angriffen die Gas- und Ölinfrastrukturen am Persischen Golf beschädigt. Iranische Raketenangriffe haben „weitreichende weitere Schäden“ am Ras-Laffan-Komplex in Katar verursacht, wo sich die weltweit größte Exportanlage für Flüssigerdgas befindet, teilte das staatliche Unternehmen QatarEnergy am frühen Donnerstag mit. Der Angriff folgte auf einen weiteren iranischen Angriff auf das Gelände am Mittwoch, der ebenfalls erhebliche Schäden verursacht hatte. Auslöser der Eskalation war ein israelischer Angriff auf das Rückgrat der iranischen Energieindustrie, das riesige South-Pars-Gasfeld, das sich der Iran mit Katar teilt. US-Präsident Donald Trump erklärte, Israel werde keine weiteren Angriffe auf das Feld durchführen, warnte jedoch, dass die USA South Pars „vollständig in die Luft jagen“ würden, sollte der Iran Katar weiter angreifen.