1. April 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
REGENERATIVE: Deutliche Überzeichnung bei der Wind-Ausschreibung
REGULIERUNG: Neue Methode zur Trassensuche
PERSONALIE: Andreas Kuhlmann wird neuer DWV-Chef
NIEDERSACHSEN: Niedersachsen sucht nach neuen Erdgaslagerstätten
HANDEL & MARKT
INSIDE EU ENERGIE: Die Fossilen leben länger
WIRTSCHAFT: Energiepreise für Haushalte leicht gestiegen
NORDRHEIN-WESTFALEN: Land öffnet Bürgerenergiefonds für Wärmeprojekte
AUFTRAG: ASEW beschafft rund 600 GWh Herkunftsnachweise
STATISTIK DES TAGES: Weltweite Kohleproduktion steigt bis 2030
TECHNIK
WASSERSTOFF: ZSW entwickelt Hochleistungs-Stack für Schiffe
WINDKRAFT ONSHORE: Vier minus zwei gleich: mehr als doppelter Ertrag
WIRTSCHAFT: Toyota will bei Brennstoffzellen-Joint-Venture einsteigen
FUSION: Borouge Group International gegründet
UNTERNEHMEN
GAS: DET vermeldet LNG-Rekordeinspeisung
GASKRAFTWERKE: Stuttgart beendet Kohleverstromung
BILANZ: Gelsenwasser AG mit stabilem Ergebnis
WASSERSTOFF: Hamm bekommt 30 neue Wasserstoffbusse
KLIMASCHUTZ: LEG und EGC planen Dekarbonisierung von 500 Gebäuden
TOP-THEMA
Mehr Redispatchkosten trotz stabiler Eingriffe
Quelle: Shutterstock / peopleandmore
STROMNETZ.
Die Bundesnetzagentur meldet für 2025 stabile Eingriffe ins Stromnetz bei steigenden Kosten von rund 3,1 Milliarden Euro. Mehr als 96 Prozent des Ökostroms erreichten die Verbraucher.
Netzengpässe haben auch im vergangenen Jahr zu Eingriffen in die Stromerzeugung geführt. Laut der Bundesnetzagentur wurden 3,5 Prozent der erneuerbaren Stromerzeugung abgeregelt. Damit konnten mehr als 96 Prozent des Stroms aus Wind- und Solaranlagen wie geplant genutzt werden, teilte die Behörde mit. Der Anteil liegt damit auf dem Niveau des Vorjahres.
Hintergrund der Eingriffe ist der weiterhin ungleichmäßige Ausbau von Erzeugung und Netzinfrastruktur. In den vergangenen Jahren sind vor allem im Norden und Osten Deutschlands zahlreiche Wind- und Photovoltaikanlagen entstanden. Der Ausbau der Stromnetze hält damit nach Angaben der Bundesnetzagentur nicht Schritt. Um Überlastungen zu vermeiden, greifen Netzbetreiber auf das Netzengpassmanagement zurück.
Zentrales Instrument ist der Redispatch. Dabei drosseln Betreiber von Anlagen in überlasteten Netzregionen ihre Einspeisung, während Kraftwerke in weniger belasteten Regionen ihre Produktion erhöhen. Typischerweise betrifft dies Windenergieanlagen im Norden, die heruntergeregelt werden, während konventionelle Kraftwerke im Süden mehr Strom erzeugen.
Vier Prozent mehr Kosten 2025
Für diese Eingriffe erhalten sowohl Betreiber erneuerbarer Anlagen als auch konventionelle Kraftwerke finanzielle Ausgleichszahlungen. Die Kosten werden über die Netzentgelte auf die Stromkunden umgelegt. Insgesamt beliefen sich die Kosten für das Netzengpassmanagement im Jahr 2025 auf rund 3,1 Milliarden Euro. Das entspricht einem Anstieg um etwa vier Prozent verglichen zum Vorjahr. Im Jahr 2023 lagen die Kosten bei rund 3,4 Milliarden Euro.
Das Volumen der Maßnahmen blieb laut Bundesnetzagentur im Jahresvergleich weitgehend stabil. Die Menge der Redispatch-Eingriffe, bei denen die Einspeisung reduziert wurde, stieg jedoch auf 15,5 Milliarden kWh. Rund 60 Prozent dieses Volumens entfielen auf Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien. Innerhalb dieser Gruppe nahm insbesondere die Abregelung von Photovoltaikanlagen deutlich zu. Sie lag mit 2,7 Milliarden kWh um rund 94 Prozent über dem Vorjahreswert. Grund dafür sind laut Behörde der starke Zubau von Solaranlagen sowie eine hohe Sonneneinstrahlung im Jahresverlauf.
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| Entwicklung des deutschen Redispatches 2022 bis 2025. Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken Quelle: Smard.de |
Weniger Winkraftabregelung
Dagegen ging die Abregelung von Offshore-Windenergieanlagen deutlich zurück. Sie sank im Vergleich zu 2024 um rund 27 Prozent. Auch bei Onshore-Windenergie verringerte sich das Volumen leicht. Gleichzeitig zeigt sich eine Verschiebung der Engpassursachen: Während der Großteil der Engpässe weiterhin im Übertragungsnetz entsteht, nimmt der Anteil der Verteilernetze zu. Rund 35 Prozent der Redispatch-Mengen bei erneuerbaren Energien wurden 2025 durch Engpässe in den Verteilnetzen verursacht.
Neben erneuerbaren Anlagen waren auch konventionelle Kraftwerke betroffen. Die Reduzierung ihrer Einspeisung stieg um 21 Prozent auf 6,1 Milliarden kWh. Besonders häufig betroffen waren Braunkohle-, Erdgas- und Steinkohlekraftwerke. Gleichzeitig wurden konventionelle Anlagen häufig hochgefahren, um Engpässe auszugleichen. Insgesamt lag das Volumen dieser Maßnahmen bei 7,7 Milliarden kWh und damit leicht unter dem Vorjahreswert.
Besseres viertes Quartal
Im vierten Quartal 2025 ging das Maßnahmenvolumen gegenüber dem Vorjahreszeitraum um rund neun Prozent zurück. Die Kosten sanken im selben Zeitraum um etwa 18 Prozent auf rund 885 Millionen Euro. Diese Entwicklung führt die Bundesnetzagentur unter anderem auf geringere Eingriffe bei Offshore-Windanlagen zurück.
Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) plant unterdessen Änderungen bei der Steuerung des Ausbaus. Laut eines Referentenentwurfes sollen neue Wind- und Solarparks in besonders belasteten Netzgebieten künftig keine Entschädigung mehr erhalten, wenn ihre Einspeisung reduziert wird. Ziel ist es laut Ministerium, den Ausbau von Erzeugung und Netzen besser aufeinander abzustimmen und die Kosten zu begrenzen. Umweltverbände sowie Vertreter der Erneuerbaren-Branche kritisieren die Pläne (wir berichteten).
Die Daten zu den Redispatchkosten 2025 stehen im Internet bereit.
Quelle: Fotolia / Simon Kraus
Deutliche Überzeichnung bei der Wind-Ausschreibung
REGENERATIVE. Die Bundesnetzagentur hat die Zuschläge der Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land und Solaranlagen auf Gebäuden und Lärmschutzwänden zum Gebotstermin 1. Februar veröffentlicht.
Am 31. März publizierte die Bundesnetzagentur die Zuschläge der Ausschreibungen vom 1. Februar für Windenergieanlagen an Land und Solaranlagen auf Gebäuden und Lärmschutzwänden.
Der Präsident der Behörde kommentierte: „Die Ausschreibung für Windenergieanlagen an Land war wie in der vorherigen Gebotsrunde stark überzeichnet. Die Zuschlagswerte sanken abermals deutlich“. Weiter sagte Klaus Müller: „Bei der Ausschreibung für Aufdach-Solaranlagen lag die eingereichte Gebotsmenge unterhalb des ausgeschriebenen Volumens, die Zuschlagswerte blieben dennoch stabil.“
Windenergie mehr als doppelt überzeichnet
Bei einer ausgeschriebenen Menge von 3.445 MW wurden 924 Gebote mit einer Gebotsmenge von 7.858 MW eingereicht. Dies entsprach in etwa dem Niveau der vorherigen Gebotsrunde für Windkraft an Land. Die Ausschreibung war damit stark überzeichnet. Es konnten 439 Gebote mit einer Zuschlagsmenge von 3.445 MW einen Zuschlag erlangen. 24 Gebote mussten vom Zuschlagsverfahren ausgeschlossen werden.
Die im Gebotspreisverfahren ermittelten Zuschlagswerte liegen zwischen 5,19 Ct/kWh und 5,64 Ct/kWh. Der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert sinkt laut Behörde gegenüber der Vorrunde erneut deutlich auf 5,54 Ct/kWh (Vorrunde: 6,06 Ct/kWh). Dies war der geringste Wert seit der Ausschreibung im Februar 2018.
Das größte Zuschlagsvolumen ergibt sich für Gebote für Standorte in Niedersachsen (957 MW, 96 Zuschläge), gefolgt von Standorten in Nordrhein-Westfalen (661 MW, 100 Zuschläge), Sachsen-Anhalt (438 MW, 53 Zuschläge) und Brandenburg (396 MW, 60 Zuschläge). Auf die südlichen Bundesländer Bayern und Baden-Württemberg entfallen insgesamt lediglich zwei Prozent des Zuschlagsvolumens.
Zu wenig Gebote für PV-Anlagen
Bei einer ausgeschriebenen Menge von 283 MW für Solaranlagen auf Gebäuden und Lärmschutzwänden wurden 98 Gebote mit einer Gebotsmenge von 177 MW eingereicht. Dies war deutlich weniger als in der vorangegangenen Ausschreibung. Im Oktober 2025 lag die eingereichte Gebotsmenge bei 310 MW. Die Bundesnetzagentur musste in dieser Runde 13 Gebote vom Zuschlagsverfahren ausschließen. Somit wurden 85 Gebote mit einem Volumen von 155 MW zum Zuschlagsverfahren zugelassen, die alle bezuschlagt werden konnten. Die Ausschreibung war damit unterzeichnet.
Die im Gebotspreisverfahren ermittelten Zuschlagswerte reichen von 7,88 Ct/kWh bis 10 Ct/kWh. Der mengengewichtete durchschnittliche Zuschlagswert liegt mit 9,56 Ct/kWh leicht unterhalb des Wertes der Vorrunde (9,66 Ct/kWh) und unterhalb des für die Ausschreibungen in diesem Jahr geltenden Höchstwerts von 10,00 Ct/kWh. Die meisten Zuschläge entfallen auf Gebote für Standorte in Nordrhein-Westfalen (50 MW, 24 Zuschläge), gefolgt von Niedersachsen (17 MW, 12 Zuschläge) und Brandenburg (17 MW, 9 Zuschläge).
Die nächste Ausschreibungsrunde für Windenergieanlagen an Land findet am 1. Mai 2026 statt. Für Solaranlagen auf Gebäuden und Lärmschutzwänden wird die nächste Ausschreibungsrunde am 1. Juni 2026 durchgeführt.
Informationen zu den Gebotsterminen für Wind an Land und PV auf Gebäuden stehen im Internet bereit.
Neue Methode zur Trassensuche
Quelle: Shutterstock / nitpicker
REGULIERUNG. Die Bundesnetzagentur beteiligt ab 31. März die Öffentlichkeit an ihrem Entwurf für eine Methode zur Ausweisung von Infrastrukturgebieten für neue Stromleitungen.
Für neue Ausbauvorhaben im Stromübertragungsnetz können anstelle der bisherigen Bundesfachplanungsverfahren Infrastrukturgebiete ausgewiesen werden. Einen Entwurf dafür stellte die Bundesnetzagentur am 31. März zur Diskussion. Der Präsident der Behörde Klaus Müller erläuterte: „Der Ausbau der Stromnetze ist auch zukünftig eine tragende Säule der Energiewende und ist entscheidend für eine sichere Energieversorgung.“ Mit den Infrastrukturgebieten sollen die Planungsverfahren nochmals erheblich beschleunigt werden, sagte Müller.
Bisherige Bundesfachplanung ersetzen
Für neue Ausbauvorhaben im Stromübertragungsnetz können anstelle der bisherigen Bundesfachplanungsverfahren Infrastrukturgebiete ausgewiesen werden. Die Infrastrukturgebiete definieren bereits auf vorgelagerter Ebene und auf „großer Flughöhe“ infrage kommende Gebiete für die spätere Planfeststellung.
Für Vorhaben in Infrastrukturgebieten entfallen dann in der Planfeststellung sowohl die Artenschutzprüfung, als auch die Umweltverträglichkeitsprüfung und die Natura 2000-Verträglichkeitsprüfung. Für die Ausweisung von Infrastrukturgebieten hat die Bundesnetzagentur eine Methode entworfen. Die Methode soll eine zügige Bearbeitung sicherstellen und gleichzeitig eine Vielzahl von Belangen, wie beispielsweise Natura 2000-Gebiete oder Siedlungen, berücksichtigen. Dadurch sollen möglichst konfliktarme Bereiche für den künftigen Netzausbau identifiziert werden.
Bereits vor dem eigentlichen Beginn des formellen Verfahrens zur Ermittlung der Infrastrukturgebiete möchte die Bundesnetzagentur den betroffenen Vorhabenträgern, Behörden und der interessierten Öffentlichkeit die Gelegenheit geben, sich zu dem Methodenentwurf für die Ermittlung von Infrastrukturgebieten zu äußern.
Stellungnahmen hierzu können bis zum 28. April 2026 abgegeben werden. Im Anschluss an die Konsultation wird die Bundesnetzagentur die eingegangenen Stellungnahmen auswerten und die endgültige Methode festlegen.
Hintergrund
Ende 2025 wurde das Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie (RED 3) in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze verabschiedet und damit die Regelungen des Energiewirtschaftsrechts in Deutschland angepasst. Mit der Gesetzesänderung sollen die Genehmigungsverfahren auch im Bereich des Stromnetzausbaus deutlich beschleunigt werden, um die gesteckten Klimaziele möglichst schnell zu erreichen.
Der Entwurf der Methode für Infrastrukturgebiete steht im Internet bereit.
Andreas Kuhlmann wird neuer DWV-Chef
Andreas Kuhlmann. Quelle: Dena
PERSONALIE. Das Präsidium des Deutschen Wasserstoff-Verbands (DWV) hat Andreas Kuhlmann zum neuen Vorstandsvorsitzenden bestellt. Er übernimmt sein Amt zum 1. Mai 2026
Der langjährige Geschäftsführer der deutschen Energieagentur (Dena) Andreas Kuhlmann wird Vorstandsvorsitzender des Deutschen Wasserstoff-Verbands (DWV). Er folgt ab 1. Mai auf Dr. Bernd Pitschak, der den Verband zum 30. Juni 2026 verlässt.
Kuhlmann habe in seinen Jahren als Vorsitzender der Geschäftsführung der Dena wichtige Akzente rund um Wasserstoff und integrierte Energiewende gesetzt, so das DWV-Präsidium. Er sei in Politik, Wirtschaft und Verbändelandschaft hervorragend vernetzt. Zuletzt war Kuhlmann Geschäftsführer der Unternehmens- und Strategieberatung Christ & Company.
DWV-Präsidentin Silke Frank erläuterte: „Die Wasserstoffwirtschaft braucht endlich Bedingungen, die es ihr ermöglichen, entlang der gesamten Wertschöpfungskette erfolgreich zu sein.“ Andreas Kuhlmann werde dies gegenüber den relevanten Entscheidern entsprechend deutlich machen und mit Nachdruck vertreten, so Frank. Sie dankte zugleich dem scheidenden Bernd Pitschak, der den Verband innerhalb nur eines Jahres neu aufgestellt, Strukturen verbessert und Prozesse optimiert habe.
Andreas Kuhlmann kommentierte: „Im DWV kommt zusammen, worauf es jetzt ankommt: Motivation, fachliche Exzellenz und der unbedingte Gestaltungswille innovativer Unternehmen.“ Der Verband vereine die entscheidenden Stufen der Wasserstoff-Wertschöpfung und sei damit ein zentraler Ansprechpartner der Wasserstoffwirtschaft.
Der DWV bemüht sich seit drei Jahrzehnten um eine nachhaltige Transformation der Energieversorgung durch die Realisierung einer Wasserstoff-Marktwirtschaft. Zu ihm gehören über 140 Institutionen und Unternehmen sowie mehr als 350 engagierten Einzelpersonen.
Niedersachsen sucht nach neuen Erdgaslagerstätten
Quelle: Shutterstock / LarichD
NIEDERSACHSEN. Die aktuelle Energiesituation besorgt viele im Land. Niedersachsen intensiviert die Suche nach neuen Erdgaslagerstätten. So soll die Abhängigkeit von LNG-Gas verringert werden.
Das Bundesland Niedersachsen verstärkt die Suche nach neuen Erdgaslagerstätten. Zum 1. April teilt das Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) der Vermilion Energy Germany mit Sitz in Hannover insgesamt drei Felder zur Suche von Kohlenwasserstoffen zu gewerblichen Zwecken zu. Die drei Gebiete Celle I, Uelzen II und Unterweser I haben eine Gesamtfläche von knapp 2.895 Quadratkilometern, wie das LBEG dazu am 31. März mitteilte.
Die Erlaubnisse Celle I und Uelzen II sind auf drei Jahre bis zum 31.
März 2029 befristet und liegen zwischen Uelzen und Schwarmstedt. Das Erlaubnisfeld Unterweser I ist auf zwei Jahre bis zum 31. März 2028 befristet und erstreckt sich östlich um Bremen herum. Das LBEG ist die zuständige Bergbehörde für Niedersachsen, Schleswig-Holstein, Hamburg und Bremen.
Schwierige geopolitische Situation
Gerade angesichts der aktuellen geopolitischen Lage sei es sinnvoll, dass die Suche nach neuen Erdgaslagerstätten wieder verstärkt werde, erklärte LBEG-Präsident Carsten Mühlenmeier. „Dies entspricht der Strategie der Bundesregierung, die sich im Koalitionsvertrag darauf verständigt hat, die Förderung heimischer Rohstoffe zu stärken.“ Die ausschließlich konventionelle Erdgasförderung in Niedersachsen verlaufe unter strengen Sicherheitsvorkehrungen und decke nach wie vor etwa fünf Prozent des Erdgasbedarfes der Bundesrepublik.
„Es wird in der gesellschaftlichen Debatte gerne vergessen, dass immer noch rund die Hälfte aller Haushalte mit Erdgas heizt“, sagte Mühlenmeier. Als Brückentechnologie bis zur Umsetzung der Energiewende sei Erdgas unverzichtbar. Und mit Hilfe heimischer Förderung könne die Abhängigkeit von Importen wie LNG-Gas verringern werden, die zudem eine deutlich schlechtere Klimabilanz aufwiesen.
Die Vermilion Energy hat demnächst das grundsätzliche Recht, nach Erdgas zu suchen − zuvor müssen bergrechtliche Betriebspläne zugelassen werden, für die unter anderem ein gesondertes Beteiligungsverfahren nötig ist. Die letzte Erlaubnis zur Suche von Kohlenwasserstoffen hatte das LBEG nach eigenen Angaben vor mehr als drei Jahren zugeteilt.
Quelle: Pixabay / NakNakNak / E&M
Die Fossilen leben länger
INSIDE EU ENERGIE. Unser Brüsseler Korrespondent Tom Weingärtner kommentiert in seiner Kolumne „Inside EU Energie“ energiepolitische Themen aus dem EU-Parlament, der EU-Kommission und den Verbänden.
Einerseits kann man in Brüssel darauf verweisen, dass die Versorgung in Europa besser ist als in Asien oder in Australien, wo Treibstoff inzwischen sogar rationiert wird. Das liegt daran, dass diese Länder direkt von Lieferungen aus der Golfregion abhängig sind, während die EU Öl und Gas vorwiegend aus Norwegen und den USA bezieht. Vor den Preiseffekten der globalen Angebotsverkürzung schützt das aber nicht. Und die Erneuerbaren dämpfen nur die Auswirkungen der hohen Öl- und Gaspreise auf den Strompreis.
Verkehr, Gebäudeheizungen und vor allem die Industrie sind weiter überwiegend auf fossile Brennstoffe oder fossile Rohstoffe angewiesen. Unter anderem auch deswegen, weil die EU bei der Elektrifizierung des Energieverbrauchs nicht vorankommt. Der Absatz von Elektrofahrzeugen hat zwar zugelegt aber angesichts des Bestandes hat nur ein Auto von 30 einen elektrischen Antrieb. Bei den Wärmepumpen sieht es nicht besser aus. Seit Jahren ist die Elektrifizierungsquote festgenagelt bei rund 23 Prozent.
In Brüssel wird angesichts der Entwicklung im Nahen Osten betont, dass die Stromerzeugung aus Sonne und Wind einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit leiste. Das ist grundsätzlich richtig, aber das trifft natürlich auch auf die heimische Kohle zu. Selbst importierte Kohle ist unter dem Gesichtspunkt der Versorgungssicherheit zuverlässiger als Erdgas, weil es weltweit viel mehr Lieferanten für Kohle als für Gas gibt. Der Kohlepreis ist in den vergangenen Wochen deswegen auch nur um moderate 15 Prozent gestiegen.
Bundeskanzler stellt Kohleausstieg infrage
Einen Beitrag zur Versorgungssicherheit könnte auch die heimische Produktion von Öl und Gas leisten. Aber die ist in den vergangenen Jahren systematisch heruntergefahren worden. Fracking-Gas kaufen die Europäer lieber in Amerika statt die eigenen Möglichkeiten zu nutzen.
Es ist deswegen kein Zufall, dass der Bundeskanzler nicht mehr unter allen Umständen am geplanten Kohleausstieg festhalten will. „Wir werden möglicherweise laufende Kohlekraftwerke länger am Netz lassen müssen“, sagte Friedrich Merz beim FAZ-Kongress. Es sei wichtig, die Energiepolitik vom „Kopf auf die Füße“ zu stellen. „Ich bin nicht bereit, den Kern unserer Energieversorgung aufs Spiel zu setzen, bloß weil wir da vor Jahren Ausstiegsdaten beschlossen haben.“
Auch in Brüssel wächst die Einsicht, dass die Politik die zeitlichen Dimensionen der Energiewende unterschätzt hat. Windräder und Solaranlagen fallen nicht vom Himmel, neue Kraftwerke, Leitungen und Industrieanlagen müssen gebaut und finanziert werden. Ein Elektroauto ist schnell verkauft, aber die dazu gehörige Infrastruktur nur langsam aufgebaut. Europa wird deswegen noch lange nicht ohne fossile Energieträger auskommen.
Öl- und Gaskonzerne setzten wieder auf „black“ statt „green“
Das haben inzwischen auch die Unternehmen gemerkt. Vor allem die großen Ölmultis kehren wieder zu ihrem traditionellen Geschäftsmodell zurück, sagt die NGO „Clean Creatives“, die die Werbestrategien von Exxon Mobil, Shell, BP und Chevron untersucht hat. Galten diese Firmen vor einigen Jahren noch als Partner der Energiewende, setzten sie inzwischen wieder auf die Expansion von Öl und Gas.
Ihre Klimaziele hätten die Firmen weitgehend aufgegeben und propagierten die fossilen Energien wieder als Teil der Lösung. Shell etwa präsentiere sich nicht mehr als Marktführer bei Null-Emissionen, sondern setze auf das Wachstum des LNG-Marktes.
Den kosequentesten Kurswechsel hat British Petroleum eingeleitet. Unter dem Motto „Back to black“ hat BP seine Solartochter Lightsource verkauft und seine Windparks in ein Joint-Venture ausgelagert. In dieser Woche hat die Amerikanerin Marguerite O’Neill, eine leidenschaftliche Anhängerin fossiler Energien, die Leitung von BP mit dem Auftrag übernommen, die grüne Wende der vergangenen Jahre endgültig abzuwickeln.
Dabei stellt sich die fossile Lobby auf eine langfristige Auseinandersetzung mit der Klimalobby ein. Die Aktivisten haben in den vergangenen Jahren eine Reihe von Urteilen erstritten. Vor den Gerichten zweifeln die Anwälte der fossilen Energie nicht länger an der Erderwärmung, bestreiten aber jede individuelle Verantwortung der Unternehmen.
Der Klimawandel werde durch die Nachfrage der Gesellschaft nach Energie verursacht. Chevron und Shell berufen sich dabei auf den 5. IPCC-Bericht. Danach hängen die Emissionen von der Größe der Bevölkerung, der Wirtschaftstätigkeit, dem Lebensstil und dem Energieverbrauch ab. Ähnlich argumentierte RWE in einer Auseinandersetzung mit einem Bauern aus Peru: Energie werde schließlich für den allgemeinen Wohlstand erzeugt.
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| Tom Weingärtner Quelle: E&M |
Energiepreise für Haushalte leicht gestiegen
Quelle: Pixabay / Florian Pircher
WIRTSCHAFT. Private Haushalte in Deutschland haben im zweiten Halbjahr 2025 für Erdgas und Strom erneut etwas mehr gezahlt. Die Preise für Nicht-Haushalte hingegen gingen im selben Zeitraum zurück.
Wie das Statistische Bundesamt mitteilt, lag der durchschnittliche Gaspreis für Haushalte im zweiten Halbjahr 2025 bei 12,23 Cent je kWh und damit um 0,8 Prozent über dem Niveau des ersten Halbjahrs 2025. Gegenüber dem zweiten Halbjahr 2024 gaben die Preise leicht um 0,4 Prozent nach. Im Vergleich zum zweiten Halbjahr 2021 − vor der durch den Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine verschärften Energiekrise − lag der Gaspreis für Haushaltskunden um 79,1 Prozent höher.
Die Energiebeschaffung und der Vertrieb von Erdgas vergünstigten sich im zweiten Halbjahr 2025 für private Haushalte im Vergleich zum ersten Halbjahr 2025 leicht um 0,8 Prozent. Gegenüber dem zweiten Halbjahr 2024 fällt der Rückgang mit 10 Prozent noch deutlicher aus. Um 5,8 Prozent im Vergleich zum Vorjahr auf 3,86 Cent pro kWh gestiegen ist allerdings die Belastung durch Steuern, Umlagen und Abgaben. Letzteres sei auf die Erhöhungen der CO2-Steuer und der Gasspeicherumlage ab dem 1. Januar 2025 zurückzuführen. Auch die gestiegenen Netzentgelte (+19,7 Prozent) schlagen hier zu Buche.
Für Strom zahlten private Verbraucher im zweiten Halbjahr 2025 im Durchschnitt 40,55 Cent je kWh. Das entspricht einem Anstieg um 1,6 Prozent gegenüber dem ersten Halbjahr 2025. Im Vergleich zum zweiten Halbjahr 2024 lag der Preis um 1,6 Prozent niedriger, gegenüber dem zweiten Halbjahr 2021 aber noch um 23,4 Prozent höher.
Hier lagen die Beschaffungs- und Vertriebskosten um 1,2 Prozent höher als im ersten Halbjahr 2025, aber um 8,6 Prozent niedriger als im zweiten Halbjahr 2024. Die Netzentgelte sanken im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um 1,4 Prozent. Dagegen stiegen Steuern, Abgaben und Umlagen um 8,3 Prozent. Destatis führt das vor allem auf die höhere Offshore-Netzumlage und den gestiegenen Aufschlag für besondere Netznutzung seit Januar 2025 zurück.
Sinkende Preise für Nicht-Haushalte
Für Nicht-Haushalte gingen die Preise im zweiten Halbjahr 2025 zurück. Erdgas kostete im Durchschnitt 6,18 Cent je kWh ohne Mehrwertsteuer und andere abzugsfähige Steuern. Das waren 8,4 Prozent weniger als im ersten Halbjahr 2025 und 2,7 Prozent weniger als im zweiten Halbjahr 2024. Gegenüber dem zweiten Halbjahr 2021 lag das Preisniveau aber weiterhin um 33,5 Prozent höher.
Je nach Verbrauchsgruppe entwickelten sich die Gaspreise für Nicht-Haushalte unterschiedlich. Bei einem Jahresverbrauch zwischen 1.000 und unter 10.000 Gigajoule lag der Durchschnittspreis bei 8,60 Cent je kWh und damit auf dem Niveau des ersten Halbjahrs 2025. Im Vergleich zum zweiten Halbjahr 2021 entsprach das einem Plus von 93,3 Prozent. Bei Jahresverbräuchen von mehr als vier Millionen Gigajoule sank der Preis auf 4,52 Cent je kWh. Das waren 14,7 Prozent weniger als im ersten Halbjahr 2025 und 20,4 Prozent weniger als im zweiten Halbjahr 2021, als die steigenden Gaspreise zunächst Großverbraucher trafen.
Für Strom zahlten Nicht-Haushalte im Durchschnitt 19,22 Cent je kWh ohne Mehrwertsteuer und andere abzugsfähige Steuern. Das entspricht einem Rückgang von 0,6 Prozent gegenüber dem ersten Halbjahr 2025 und von 6,5 Prozent gegenüber dem zweiten Halbjahr 2024. Gegenüber dem zweiten Halbjahr 2021 lag der Preis um 15,4 Prozent höher.
Kleinere Nicht-Haushalte mit einem Jahresverbrauch von unter 20.000 kWh zahlten im zweiten Halbjahr 2025 im Schnitt 32,58 Cent je kWh. Das waren 0,7 Prozent weniger als im ersten Halbjahr 2025. Im Vergleich zum zweiten Halbjahr 2021 ergibt sich ein Anstieg um 28,1 Prozent. In der größten Verbrauchsgruppe mit mehr als 150 Millionen kWh pro Jahr lag der Strompreis bei 13,07 Cent je kWh. Das waren 2,3 Prozent weniger als im ersten Halbjahr 2025 und entsprach etwa dem Niveau des zweiten Halbjahrs 2021 mit 13,11 Cent je kWh.
Die Statistik zu den Erdgas- und Stromdurchschnittspreisen erhebt Destatis seit 2020 bei Energieversorgern. Erfasst werden sämtliche Verkaufspreise einschließlich Grund- oder Leistungspreis, Arbeitspreis, Netzentgelten, Steuern, Abgaben und Umlagen. Zusätzlich fließen Verwaltungsdaten unter anderem zur Stromsteuer, Energiesteuer sowie zu Umlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz, dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz und zur Offshore-Netzumlage ein.
Land öffnet Bürgerenergiefonds für Wärmeprojekte
Quelle: Pixabay / justmarius_de
NORDRHEIN-WESTFALEN. Etwas für den Klimaschutz tun und dabei auch noch Geld sparen: Die Nutzung erneuerbarer Wärmequellen in Nordrhein-Westfalen könnte beides möglich machen.
Ob Erdwärme, Solarthermie, Abwärme aus einer Biomasseanlage oder aus dem Abwasser: Es gibt viele Möglichkeiten, Energie vor Ort über ein Nahwärmenetz zu nutzen. Mit der Erweiterung des 2024 zur Förderung von Stromprojekten gestarteten Bürgerenergiefonds sollen Bürgerinnen und Bürger jetzt auch bei gemeinsamen Wärmevorhaben unterstützt werden. Zusammenschlüsse von sieben oder mehr Haushalten können bis zu 300.000 Euro für Planungs- und Vorbereitungskosten erhalten – etwa für Machbarkeitsstudien, Gutachten oder die Konzeption von Nahwärmenetzen, teilt das nordrhein-westfälische Wirtschaftsministerium mit.
Wirtschafts- und Klimaschutzministerin Mona Neubaur erklärte dazu: „Wir machen aus Nachbarschaften Energie-Gemeinschaften. Wenn sich Menschen vor Ort zusammenschließen, kann aus wenigen Haushalten ein klimafreundliches und bezahlbares Wärmeprojekt für ganze Quartiere entstehen. Erneuerbare Wärme liegt oft direkt unter unseren Füßen oder entsteht nebenan in Betrieben. Mit dem erweiterten Bürgerenergiefonds übernehmen wir einen Teil des Planungsrisikos und geben Bürgerinnen und Bürgern die Sicherheit, ihre Projekte professionell vorzubereiten.“
Gabriela Pantring, Vorstandsvorsitzende der NRW-Bank: „Die Energie- und Wärmewende betrifft uns alle – sie eröffnet enorme Chancen für eine zukunftsfähige Entwicklung in Nordrhein-Westfalen. Wir unterstützen die Menschen im Land dabei, neben Bürgerwindparks oder Bürgersolaranlagen künftig auch moderne Wärmevorhaben zu entwickeln. So stärken wir die regionale Versorgung und treiben die nachhaltige Transformation unseres Landes entschlossen voran.“
Rückzahlung nur bei Finanzierung
Konkret fördert das Land die Kosten für Gutachten und vorbereitende Studien für neue Bürgerenergieprojekte aus erneuerbaren Wärmequellen und die Verteilung über Nahwärmenetze. Eine Rückzahlung ist nur nötig, wenn das geplante Projekt eine Finanzierung erhält. Kann das Vorhaben am Ende nicht realisiert werden, muss die Förderung nicht zurückgezahlt werden. Der Bürgerenergiefonds NRW trägt damit einen Teil des Planungsrisikos.
Zusätzliche Unterstützung gibt es bei „NRW.Energy4Climate“: die Landesgesellschaft für Energie und Klimaschutz bietet eine kostenlose Initialberatung zu geplanten Bürgerenergieprojekten an. Unabhängig vom neuen Bürgerenergiefonds unterstützt die NRW-Bank die Errichtung von Bürgerenergieanlagen mit zinsgünstigen Darlehen. Darüber hinaus können Genossenschaften eine Landesbürgschaft in Anspruch nehmen, die die Finanzierung über die Hausbank erleichtert.
ASEW beschafft rund 600 GWh Herkunftsnachweise
Quelle: Shutterstock
AUFTRAG. Eine erfolgreiche erste Sammelausschreibung 2026 für Herkunftsnachweise (HKN) meldet die Arbeitsgemeinschaft für sparsame Energie- und Wasserverwendung (ASEW).
Das Stadtwerke-Netzwerk konnte nach eigenen Angaben knapp 600 Millionen kWh gebündelt für das Netzwerk beschaffen. An der Ausschreibung beteiligten sich danach insgesamt 16 Stadtwerke. Die beschaffte Menge wurde in fünf Qualitäten bis einschließlich Produktionsjahr 2029 geordert.
„Da sich der Markt im Tagesverlauf kurzfristig entspannte, konnten wir für alle teilnehmenden Stadtwerke die Angebote durch Verhandlungen preislich nach unten korrigieren“, erläuert Christian Esseling, stellvertretender Abteilungsleiter Energievertrieb & Kunde, bei der ASEW, in einer Mitteilung des Verbandes.
„Gleichwohl waren die HKN-Preise nach ihrem historischen Tiefstand Mitte Januar wieder mittelfristig angezogen und befanden sich so wieder in etwa auf dem Niveau des letzten Spätsommers“, so Tabitha-Rakowsky-Stephan, ASEW-Projektmanagerin Energiewirtschaft. Die Preise für europäische Nachweise hätten sich in Abhängigkeit von Jahr und Technologie zwischen etwa 0,90 und 1,60 Euro/MWh bewegt.
Preistreibende Indikatoren
Die diesjährige Frühjahrs-Ausschreibung der ASEW fand allerdings zu einem globalpolitisch unruhigen Zeitpunkt statt. „Auch wenn der faktische Zusammenhang eher indirekter Natur ist, beeinflusst die Lage im Nahen Osten auch den Markt für europäische Ökostromnachweise. Dabei ist die marktpsychologische Auswirkung von kriegerischen Konflikten nicht zu unterschätzen – insbesondere die Reaktionen auf der Angebotsseite beschleunigten so den ohnehin begonnen Preisanstieg“, resümiert Patrick Niehaves, Senior-Projektmanager Umweltaussagen & Kompensation. Da auch die hydrologischen Bedingungen in Skandinavien weiterhin leicht unterdurchschnittlich seien, kämen mehrere preistreibende Indikatoren zusammen. Insgesamt bleibe die Volatilität am Markt, teilweise auch auf Tagesbasis, weiterhin hoch.
Die vorausgegangene Sammelausschreibung im Herbst war ähnlich erfolgreich: Für insgesamt 18 Stadtwerke beschaffte die Arbeitsgemeinschaft gebündelt HKN im Umfang von mehr als 430 Millionen kWh. Weitere Details auf der ASEW-Webseite.
Über ASEW
Die Arbeitsgemeinschaft für sparsame Energie- und Wasserverwendung ist mit bundesweit mehr als 390 Mitgliedern das größte deutsche Stadtwerke-Netzwerk für Energieeffizienz, Klimaschutz und erneuerbare Energien. Die ASEW wurde 1989 aus dem Verband kommunaler Unternehmen (VKU) heraus gegründet. Das Ziel: eine rationelle, sparsame und umweltschonende Energie- und Ressourcenverwendung zu fördern. Die ASEW berät und unterstützt ihre Mitglieder in diesen Bereichen und entwickelt für sie Produkte und Dienstleistungen. Das Portfolio der ASEW umfasst Produkte für Vertrieb und Kundenberatung, außerdem Seminare und Qualifizierungsangebote sowie eine Kunden- und Fördermittelberatung.
Weltweite Kohleproduktion steigt bis 2030
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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Basierend auf Daten von IMF, World Bank, UN und Eurostat wurden Daten der Vergangenheit mit einer Prognose bis 2030 ergänzt. Demnach werde die weltweite Kohleproduktion bis 2030 leicht steigen. Allerdings ist der Kohlemarkt anfällig für Schwankungen der weltweiten Rohstoffpreise, regulatorische Druckmittel und geopolitische Risiken, schränken die Autoren ein. Darüber hinaus könnten sozialer und politischer Widerstand gegen Bergbau- und Abbaumaßnahmen, insbesondere in ökologisch empfindlichen Gebieten oder Regionen mit indigenen Bevölkerungsgruppen, erhebliche Herausforderungen für die Branche darstellen.
Quelle: Shutterstock / Shawn Hempel
ZSW entwickelt Hochleistungs-Stack für Schiffe
WASSERSTOFF. Das ZSW präsentiert auf der Hannover Messe einen großformatigen Brennstoffzellen-Stack für die Schifffahrt. Mit ihm sollen emissionsarme Antriebe mit Wasserstoff möglich sein.
Das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) hat einen neuen PEM-Brennstoffzellen-Stack für maritime Anwendungen entwickelt. Laut dem Institut erreicht der Demonstrator eine Leistung von bis zu 500 kW pro Stack und soll damit die Integration von Brennstoffzellen in Schiffsantriebe erleichtern.
Das ZSW stellte erste Ergebnisse aus Leistungs- und Sensitivitätstests vor, die im eigenen Testzentrum in Ulm durchgeführt wurden. Die Messungen bestätigten nach Angaben des Instituts die zuvor simulierten Leistungsdaten und belegten einen stabilen Betrieb ohne lokale Überhitzung.
Höhere Leistungen geliefert
Für den Einsatz in der Schifffahrt sind laut ZSW deutlich höhere Leistungen erforderlich als bei Anwendungen im Straßenverkehr. Während gängige Brennstoffzellen-Stacks für Pkw und Lkw meist unter 200 kW leisten, benötigen Schiffsantriebe mehrere MW. Bisher müssen dafür zahlreiche kleinere Stacks kombiniert werden. Das neue Design zielt darauf ab, diese Komplexität zu reduzieren, indem es höhere Leistungen pro Einheit ermöglicht.
„Mit diesem großen Stack-Design zeigen wir, dass emissionsfreie Schifffahrt – künftig mit grünem Wasserstoff – technisch machbar und wirtschaftlich attraktiv ist“, sagt Markus Hölzle, Vorstandsmitglied des ZSW. Die Tests hätten die Leistungsfähigkeit bestätigt.
Ein zentrales Element der Entwicklung ist die Bipolarplatte. Sie sorgt für die elektrische Leitfähigkeit, verteilt die Reaktionsgase und übernimmt die Kühlung. Laut ZSW stellt insbesondere die Wärmeabfuhr bei großen Zellflächen eine Herausforderung dar. Die Forschenden optimierten die Strukturen der Graphitplatten mithilfe numerischer Simulationen, um eine gleichmäßige Verteilung und Kühlung sicherzustellen.
Am Computer geplant
Die entwickelten Bipolarplatten erreichen eine aktive Fläche von mehr als 1.300 Quadratzentimetern. Um Dichtigkeit und Kontaktierung zu gewährleisten, wird der Stack mit einer Kraft von rund 150 kN verspannt. Das entsprechende System wurde laut ZSW rechnerisch ausgelegt und anschließend von Industriepartnern gefertigt.
Für die Validierung baute das ZSW einen Kurz-Stack mit 15 Zellen auf. Dieser erreichte eine Leistung von etwa 25 kW bei einem Strom von über 3.000 Ampere. Hochgerechnet ergibt sich für einen vollständigen Stack mit 300 Zellen die angestrebte Leistung von 500 kW. Die Tests bestätigten nach Angaben des Instituts einen stabilen Betrieb unter diesen Bedingungen.
Das Stackdesign basiert auf der Kombination von großer Zellfläche und einer hohen Anzahl gestapelter Einheiten. Während eine größere Fläche den Stromfluss erhöht, steigert die Stapelhöhe die Spannung. Die Leistung ergibt sich aus dem Produkt beider Größen. Für großformatige Anwendungen setzt das ZSW auf graphitische Bipolarplatten, da diese laut Institut auch bei größeren Abmessungen formstabil bleiben.
Auch für stationären Einsatz geeignet
Die neue Entwicklung soll nicht nur in der Schifffahrt eingesetzt werden. Laut ZSW eignet sich das Konzept auch für stationäre Anwendungen, etwa zur Rückverstromung von Wasserstoff. PEM-Brennstoffzellen wandeln Wasserstoff und Sauerstoff direkt in elektrische Energie um, wobei im Betrieb Wasser entsteht. Aufgrund ihrer Dynamik und Leistungsdichte gelten sie als geeignet für mobile und stationäre Anwendungen.
Das ZSW arbeitet bei der Weiterentwicklung der Technologie mit Partnern aus Industrie und Forschung zusammen, darunter das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) und der Verband Deutscher Maschinen- und Anlagenbau (VDMA). Ziel ist es laut Institut, die Überführung der Technologie in industrielle Anwendungen zu beschleunigen.
Vier minus zwei gleich: mehr als doppelter Ertrag
Die beiden neuen Anlagen der Sechs-MW-Klasse sowie die vier noch abzubauenden Anlagen. Quelle: JUWI
WINDKRAFT ONSHORE. Juwi und MVV haben im Windpark Minfeld in Rheinland-Pfalz vier Windkraftanlagen durch zwei neue ersetzt und so den Stromertrag um den Faktor 2,5 erhöht.
Im Windpark Minfeld in Rheinland-Pfalz haben der Erneuerbaren-Projektierer Juwi und der Mannheimer Energieversorger MVV zwei neue Windenergieanlagen in Betrieb genommen. Sie ersetzen vier ältere Anlagen und sind Teil einer Reihe von Repowering-Vorhaben der MVV-Gruppe, wie aus einer Mitteilung des Unternehmens hervorgeht.
Bislang taten am Standort vier Anlagen mit jeweils 1,5 MW aus dem Jahr 2004 ihren Dienst. Nun erzeugen dort zwei Anlagen des Typs Vestas V162 mit jeweils 6 MW Leistung jährlich mehr als 30 Millionen kWh. Die Stromerzeugung liegt damit um den Faktor 2,5 über dem bisherigen Niveau und reicht rechnerisch für rund 10.000 Haushalte.
Die neuen Anlagen verfügen über eine Nabenhöhe von 169 Metern und einen Rotordurchmesser von 162 Metern. Nach Angaben der Unternehmen lassen sich durch den Betrieb jährlich rund 20.000 Tonnen CO2 im Vergleich zur konventionellen Stromerzeugung vermeiden.
Projektentwicklung und Errichtung übernahm die Juwi GmbH mit Sitz in Wörrstadt. Betreiber der Anlagen ist die MVV Windenergie GmbH aus Mannheim. Beide Unternehmen gehören zur MVV-Gruppe.
Das Projekt ist Teil einer Reihe von Repowering-Vorhaben bei Juwi. Seit 2010 hat das Unternehmen nach eigenen Angaben 135 Altanlagen durch 121 neue ersetzt. Die installierte Leistung stieg dabei von 131 MW auf 443 MW. Die durchschnittliche Nennleistung erhöhte sich um den Faktor 3,4.
Mit der Inbetriebnahme erweitert die MVV ihr Windenergieportfolio, das aktuell Anlagen mit einer Gesamtleistung von etwa 400 MW umfasst.
Toyota will bei Brennstoffzellen-Joint-Venture einsteigen
PEM-Brennstoffzelle. Quelle: E&M
WIRTSCHAFT. Daimler Truck, die Volvo Group, „cellcentric“ und die Toyota Motor Corporation haben eine Vereinbarung zur Zusammenarbeit im Bereich der Brennstoffzellentechnologie unterzeichnet.
Die Unternehmen wollen künftig als gleichberechtigte Anteilseigner zusammenarbeiten. Ziel ist es, Brennstoffzellensysteme für schwere Nutzfahrzeuge sowie weitere Heavy-duty-Anwendungen mit vergleichbaren Anforderungen zu entwickeln, zu produzieren und zu vermarkten, wie es in einer Mitteilung heißt.
Weiter beabsichtigen Toyota und Cellcentric, ein Joint Venture der Daimler Truck AG und der Volvo Group, gemeinsam die Entwicklung und Produktion von Einzelzellen für Brennstoffzellen zu verantworten.
Darüber hinaus wollen die Partner durch die Zusammenarbeit mit Branchenverbänden und Partnern entlang der gesamten Wasserstoff-Wertschöpfungskette den Aufbau der Wasserstoffversorgung und Wasserstoffinfrastruktur in der frühen Phase aktiv unterstützen.
Ziel ist gleichberechtigte Anteilseignerstruktur
Das Brennstoffzellen-Joint-Venture Cellcentric soll, so die Partner, weiterhin als eigenständiges und unabhängiges Unternehmen agieren und ein breites Spektrum von Kunden im schweren Nutzfahrzeugbereich bedienen. Um eine gleichberechtigte Anteilseignerstruktur zu erreichen, plant Toyota, sich durch eine Kapitalerhöhung an Cellcentric zu beteiligen und zu investieren. In allen übrigen Geschäftsbereichen wollen Daimler Truck, Volvo und Toyota nach eigenen Angaben „weiterhin unabhängig voneinander im Wettbewerb stehen“.
Der Schritt soll auch, so die beteiligten Unternehmen, zur langfristigen Vision der Ziele des Europäischen Green Deal sowie des japanischen Hydrogen Society Act beitragen. Die unterzeichnete Vereinbarung sei zunächst unverbindlich. Man werde die Gespräche aber fortsetzen und strebe den Abschluss einer rechtsverbindlichen Vereinbarung an.
Über Cellcentric
Cellcentric entwickelt, produziert und vermarktet Brennstoffzellensysteme für den Einsatz in schweren Nutzfahrzeugen und anderen Anwendungen mit vergleichbaren Anforderungen. Das Joint Venture der Daimler Truck AG und der Volvo Group, dem sich jetzt auch Toyota anschließt, wurde 2021 gegründet. Das Unternehmen beschäftigt mehr als 560 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter an den baden-württembergischen Standorten Kirchheim/Teck, Esslingen und Stuttgart sowie in Burnaby (Kanada).
Borouge Group International gegründet
Quelle: Shutterstock / Rido
FUSION. Der österreichische Öl-, Gas- und Chemiekonzern OMV und die Investmentgesellschaft XRG aus Abu Dhabi schufen mit der BGI den laut ihren Angaben viertgrößten Polyolefinanbieter der Welt.
Die Gründung des Polyolefinkonzerns Borouge Group Internation (BGI) ist erfolgt. Das meldete der österreichische Öl-, Gas- und Chemiekonzern OMV in einer Aussendung am 31. März. Gemeinsam mit der XRG, der Investmentgesellschaft der Abu Dhabi National Oil Company (Adnoc), hatte er die BGI ins „Leben“ gerufen, die als viertgrößter Polyolefinkonzern der Welt bezeichnet wird. Die OMV und die XRG sind künftig zu jeweils 46,9 Prozent an der BGI beteiligt. Die übrigen 6,2 Prozent sind im Streubesitz und sollen an der Wertpapierböse ADX in Abu Dhabi gehandelt werden. Operieren wird die BGI unter dem Markennamen „Borouge International“.
Anfang März vergangenen Jahres hatten sich die OMV und die Adnoc nach langen Verhandlungen über die Gründung der BGI verständigt. In diese werden der zu 75 Prozent im Besitz der OMV befindliche Kunststoffkonzern Borealis, die Adnoc-Tochter Borouge sowie die Nova Chemicals, ein US-amerikanisches Chemieunternehmen im Besitz der Adnoc, verschmolzen. Überdies führt die OMV der BGI 1,6 Milliarden Euro an Barmitteln zu.
Ausdrücklich betonte die OMV in ihrer Aussendung am 31. März 2026, durch die Fusion der in die BGI eingebrachten Unternehmen entstünden Ebitda-Synergien von „deutlich über 500 Millionen US-Dollar, von denen 75 Prozent innerhalb der ersten drei Jahre erwartet werden“. Ferner habe die BGI hinsichtlich der Polyolefine „Zugang zu einer Produktionskapazität von 13,6 Millionen Tonnen pro Jahr“, nicht zuletzt durch laufende Ausbauvorhaben der Borouge.
OMV-Generaldirektor Alfred Stern konstatierte, sein Konzern schaffe mit seinem „langjährigen Partner“ Adnoc durch die Gründung der BGI „ein neues Weltklasse-Unternehmen mit Hauptsitz im Herzen Europas und Produktion auf drei Kontinenten. Es wird wegweisende Lösungen für erneuerbare Energien und die Kreislaufwirtschaft liefern“. Hauptsitz der BGI ist Wien, ein „regionaler Hauptsitz“ wird in den Vereinigten Arabischen Emiraten etabliert, zu denen Abu Dhabi gehört. Die Adnoc ist an der OMV mit 24,9 Prozent beteiligt. Hauptaktionär der OMV ist die Republik Österreich mit 31,5 Prozent, die verbleibenden 43,6 Prozent sind Streubesitz.
Rainer Seele im Aufsichtsrat
Am 26. März hatten die OMV und die XRG die Mitglieder des BGI-Vorstands bekannt gegeben. Vorstandschef (Chief Executive Officer) wird Roger Kearns, der bisherige Vorstandsvorsitzende der Nova Chemicals. Um den Vertrieb kümmert sich als „Chief Commercial Officer“ Stefan Doboczky, der bis dato die Borealis leitet. Als Chief Operating Officer wurde Hasan Karam nominiert, der diese Funktion zurzeit bei der Borouge innehat. Der Finanzchef der Borealis, Daniel Turnheim, wurde am 31. März als interimistischer Chief Financial Officer der BGI genannt.
Dem Aufsichtsrat des Unternehmens präsidiert Sultan Ahmed al Jaber, der Vorstandsvorsitzende der Adnoc und der XRG. Im Aufsichtsrat der BGI ist ferner Rainer Seele vertreten, Alfred Sterns Vorgänger als OMV-Generaldirektor.
Im Mai 2025 ging am Terminal Wilhelmshaven 2 die Excelsior als dritte FSRU der DET in Betrieb. Quelle: DET / DIN21
DET vermeldet LNG-Rekordeinspeisung
GAS. Nach der Inbetriebnahme ihres dritten LNG-Importterminals hat die Deutsche Energy Terminal ihre Erdgaseinspeiseleistung deutlich gesteigert.
Mit mehr als 25 Milliarden kWh Erdgaseinspeisung vermeldet die staatliche Deutsche Energy Terminal (DET) für das erste Quartal 2026 einen neuen Rekordwert: Im Vergleich zum Vorjahreswert von 10 Milliarden kWh, heißt es in einer aktuellen Meldung des Unternehmens, habe man die Einspeiseleistung auf das Zweieinhalbfache gesteigert.
Verwunderlich ist das nicht, hat das Unternehmen doch im Mai 2025 am Terminal Wilhelmshaven 2 mit der „Excelsior“ ein drittes Schiff zur Speicherung und Regasifizierung von verflüssigtem Erdgas (Floating Storage and Regasification Unit, FSRU) in Betrieb genommen. Die Excelsior allein verfügt über eine Netzeinspeisekapazität von bis zu 4,6 Milliarden Kubikmetern pro Jahr, was etwa 46 Milliarden kWh entspricht – pro Quartal also etwa 11,5 Milliarden kWh.
Zudem hatte die durchschnittliche Auslastung der deutschen LNG-Terminals dem LNG-Marktradar des Energiewirtschafts-Beratungsunternehmens Team Consult zufolge im ersten Quartal 2025 nur bei 21 Prozent gelegen – Team Consult zufolge der niedrigste Wert unter den westeuropäischen LNG-Standorten (wir berichteten jeweils).
Durchschnittliche Auslastung: 65 Prozent
Neben der Excelsior am Terminal Wilhelshaven 2 betreibt die DET noch zwei weitere FSRU: die Höegh Esperanza am Terminal Wilhemshaven 1 mit einer jährlichen Einspeisekapazität von etwa 4,7 Milliarden Kubikmetern (etwa 47 Milliarden kWh) und die Höegh Gannet am Terminal Brunsbüttel mit einer jährlichen Netzeinspeisekapazität von rund 3,7 Milliarden Kubikmetern (etwa 37 Milliarden kWh).
Das Schicksal der FSRU Energos Force, die für die DET eigentlich seit Frühjahr 2025 am Terminal Stade Gas ins deutsche Netz einspeisen soll, ist hingegen weiterhin nicht ganz klar: Seit einem − inzwischen beigelegten − Rechtsstreit über die Fertigstellung der Suprastruktur, die das dortige Terminal mit dem Gasnetz verbinden soll, ist das Schiff subverchartert an die ägyptische Egas. Mit einer Inbetriebnahme des Stader Terminals sei nicht vor dem zweiten Quartal 2026 zu rechnen, hieß es im November von Seiten der DET.
Die drei bestehenden Terminals verzeichneten seit ihrer Inbetriebnahme im Durchschnitt eine Auslastung von 65 Prozent, schreibt die DET auf ihrer Internetseite. Die Nutzungsrate der Regasifizierungsschiffe rangiere damit um rund zehn Prozentpunkte über dem europäischen Schnitt. Die eingespeiste Jahresmenge 2025 lag DET zufolge bei 79 Milliarden kWh und damit deutlich über den beiden Vorjahreswerten (je 59 Milliarden kWh), als nur zwei Terminals in Betrieb waren.
Stuttgart beendet Kohleverstromung
Das wasserstofffähige Gaskraftwerk Stuttgart-Münster. Quelle: EnBW
GASKRAFTWERKE. Die EnBW beendet in Stuttgart die Kohleverbrennung für Strom und Wärme. Am Standort Münster übernimmt eine neue Gasturbinenanlage die Versorgung, die später Wasserstoff nutzen soll.
Stuttgart stellt die Energieversorgung auf einen kohlefreien Betrieb um. Laut der Energie Baden-Württemberg AG (EnBW) endet mit Ablauf des ersten Quartals der Parallelbetrieb von Kohlekesseln und neuer Gasturbinenanlage im Kraftwerk Stuttgart-Münster. Damit sei die Strom- und Fernwärmeerzeugung aus Kohle in der Landeshauptstadt beendet.
Nach Angaben des Unternehmens diente die Kohleanlage seit der Inbetriebnahme der neuen Anlage im Oktober des vergangenen Jahres nur noch als Reserve. Zum Einsatz kamen die Kessel demnach ausschließlich, um verbliebene Kohlemengen zu nutzen. Der letzte Betrieb erfolgte am 20. Februar. Mit dem Ende der Heizsaison wurde die Reservefunktion planmäßig beendet.
Gaskraftwerk Wasserstoff-ready
Peter Heydecker, Vorstand für nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur bei EnBW, bewertet den bisherigen Betrieb positiv. Die neue Gasturbinenanlage habe sich als zuverlässig erwiesen, erklärte er laut Unternehmensmitteilung. Für Stuttgart sei dies ein Schritt hin zu einer klimaneutralen Versorgung mit Strom und Fernwärme. Die Anlage senke den CO2-Ausstoß um rund 60 Prozent und sei bereits auf den Einsatz von Wasserstoff vorbereitet.
Heydecker zufolge sieht sich das Unternehmen durch die Erfahrungen in Stuttgart darin bestätigt, den Umbau weiterer Standorte voranzutreiben. Neben Projekten in Altbach/Deizisau und Heilbronn seien zusätzliche Investitionen möglich, sofern die regulatorischen Rahmenbedingungen einen wirtschaftlichen Betrieb erlaubten.
Die neue Anlage in Stuttgart-Münster verfügt über eine elektrische Leistung von 124 MW sowie eine thermische Leistung von 370 MW. Nach Unternehmensangaben kann sie flexibel betrieben werden und kurzfristig auf Schwankungen im Stromnetz reagieren, etwa bei geringer Einspeisung aus erneuerbaren Energien. Gemeinsam mit der thermischen Abfallverwertung und einer Großwärmepumpe erreicht der Standort eine auskoppelbare Fernwärmeleistung von 450 MW.
Über hundert Jahre Kohlenutzung beendet
Die Kohlenutzung in Stuttgart-Münster reicht laut EnBW bis ins Jahr 1908 zurück. Im Jahr 1956 wurde ein Schiffsanleger für die Anlieferung der Kohle in Betrieb genommen. Über mehr als ein Jahrhundert sicherte die Kohleverstromung gemeinsam mit der Abfallverwertung die Energieversorgung der Region Stuttgart.
Bis 2030 plane EnBW Investitionen von bis zu 50 Milliarden Euro, etwa 85 Prozent davon in Deutschland. Ziel sei es, den Anteil erneuerbarer Energien am Erzeugungsportfolio bis dahin auf rund 80 Prozent zu erhöhen. Den Ausstieg aus der Kohle strebt das Unternehmen bis Ende 2028 an, sofern die politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen dies ermöglichen. Langfristig will EnBW bis 2040 Netto-Null bei den unternehmenseigenen Treibhausgasemissionen erreichen.
Gelsenwasser AG mit stabilem Ergebnis
Quelle: Fotolia / alexmat46
BILANZ. Die Gelsenwasser AG hat im vergangenen Geschäftsjahr ein stabiles Ergebnis erwirtschaftet, unter anderem wegen des Netzgeschäftes. Der Konzern strukturiert seine Geschäftsfelder neu.
Die Ertragslage des Gelsenwasser-Konzerns zeigte sich auch im Geschäftsjahr 2025 stabil, teilte der Konzern am 31. März mit. „Um weiterhin nachhaltig ökonomisch erfolgreich zu sein, haben wir unsere Geschäftsfelder neu strukturiert“, teilte Gelsenwasser-Vorstandsvorsitzende Henning Deters mit.
Das Unternehmen hat demnach seine Aktivitäten seit dem Jahresbeginn 2026 in den neun Geschäftsfeldern Wasser, Abwasser, Kreislaufwirtschaft, Energie- und Wärmenetze, Energiebeschaffung und -vertrieb, Dezentrale Energien, Stadtwerke, Industrieparks und Digitale Infrastruktur gebündelt. „Im Fokus jedes Geschäftsbereichs stehen die sichere Versorgung, der Aufbau zusätzlichen Geschäfts und die innovative Weiterentwicklung und Vernetzung der Aufgaben und Leistungen“, erläutert Deters.
Das Ergebnis der operativen Geschäftstätigkeit fiel mit 66 Millionen Euro um 6,2 Millionen Euro höher aus als 2024. Die positive Entwicklung ist laut Deters vor allem auf Ergebnisverbesserungen im Netzgeschäft sowie Rückstellungsauflösungen zurückzuführen.
Weniger Strom und Gas abgesetzt
Der Konzernjahresüberschuss betrug im vergangenen Geschäftsjahr 103,5 Millionen Euro und lag damit 13,8 Millionen Euro niedriger als der Vorjahreswert (117,3 Millionen Euro), der stark durch Sondereffekte wie die Wertaufholung bei einer Beteiligung und Rückstellungsauflösungen geprägt war.
Die Umsatzerlöse bliefen sich im Jahr 2025 auf 2,95 Milliarden Euro und damit weniger als im Vorjahr mit 3,47 Milliarden Euro. Die Erlöse aus dem Gasverkauf lagen bei 2,09 Milliarden Euro und sind damit geringer als 2024 mit 2,38 Milliarden Euro. Auch die Erlöse beim Stromverkauf gingen zurück: von 754,5 Millionen Euro im Vorjahr auf 499,8 Millionen Euro im vergangenen Jahr.
Der Gasabsatz verminderte sich 2025 im Gelsenwasser-Konzern um 3,1 Prozent auf 47,7 Milliarden kWh, was in erster Linie auf rückläufige Gashandelsaktivitäten zurückzuführen ist, teilte der Konzern mit. Ohne die Berücksichtigung dieser Mengen aus der Zentralen Gasbeschaffung ist der Gesamtabsatz um 200 Millionen kWh gesunken; das betraf fast ausschließlich die Abgabe an Sondervertragskunden.
Der Stromabsatz des Gelsenwasser-Konzerns verminderte sich 2025 um 26,7 Prozent auf 4,6 Milliarden kWh. Die Minderabgabe entfiel ausschließlich auf die Zentrale Strombeschaffung (-1,7 TWh). Im Sonderkundengeschäft des klassischen Vertriebs konnte das Unternehmen einen Anstieg von 11,9 Prozent verzeichnen.
Mit der Gemeindewerke Wachtendonk GmbH wurde am 15. Juli 2025 ein Pachtvertrag über das Gasversorgungsnetz in Wachtendonk abgeschlossen; seit Jahresbeginn 2026 führt die Gelsenwasser Energienetze GmbH (GWN) dort den Netzbetrieb durch. Im Januar übernahm GWN außerdem den Gasnetzbetrieb in Castrop-Rauxel. Das Netz wird von der Stadtwerke Castrop-Rauxel GmbH gepachtet.
Hamm bekommt 30 neue Wasserstoffbusse
Quelle: Shutterstock / DesignRage
WASSERSTOFF. Die Stadtwerke Hamm wollen eine Wasserstofftankstelle kaufen, mit der sie ihre Busse und Müllfahrzeuge versorgen können. Sie soll im Busdepot Berge installiert werden.
Drei Wasserstoffbusse sind in Hamm derzeit im Probebetrieb unterwegs, 30 weitere sollen noch geliefert werden. Dazu kommen zwei Müllwagen mit Wasserstoffantrieb. Zum Betanken mussten die Fahrzeuge anfangs lange Strecken in umliegende Städte zurücklegen. Abhilfe brachte zunächst eine mobile Tankstelle auf dem Betriebshof. Die soll jetzt von einer stationären Anlage abgelöst werden, die die Stadtwerke gebraucht kaufen wollen, wie eine Sprecherin der Stadtwerke gegenüber der Redaktion bestätigte.
Wie die Westdeutsche Allgemeine berichtet, hatte man sich in Hamm wegen der teuren Ladeinfrastruktur und der geringeren Reichweite von Elektrobussen für die Wasserstofftechnik entschieden. Eine Rolle spielte dabei auch das Vorhaben, in Uentrop einen Elektrolyseur zu bauen, der grünen Wasserstoff produziert und an dem die Stadtwerke beteiligt sind. Die 30 neuen Wasserstoffbusse sollen noch dieses Jahr geliefert werden.
LEG und EGC planen Dekarbonisierung von 500 Gebäuden
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
KLIMASCHUTZ. LEG und EGC haben in Düsseldorf eine Vereinbarung zur Dekarbonisierung von rund 500 Wohngebäuden geschlossen, um Emissionen zu senken und die Wärmeversorgung langfristig umzubauen.
Die LEG Immobilien, ein börsennotiertes Wohnungsunternehmen in Düsseldorf und der Energiedienstleister EGC bauen ihre bestehende Zusammenarbeit aus. Laut Unternehmensangaben umfasst die neue Vereinbarung die Dekarbonisierung von rund 500 Bestandsliegenschaften mit einer Gesamtfläche von etwa einer Million Quadratmetern.
EGC, ein deutschlandweit tätiger Anbieter für Energie- und Gebäudetechnik, modernisiert im Rahmen der auf fünf Jahre angelegten Partnerschaft die von ihr bereits betriebenen Heizungsanlagen. Diese werden schrittweise umgebaut: Bestehende Gasthermen sollen künftig durch Wärmepumpen ergänzt werden, die den überwiegenden Teil der Wärmeversorgung übernehmen. Die vorhandenen Gaskessel bleiben laut Unternehmen zur Abdeckung von Spitzenlasten erhalten.
Mit diesem hybriden Versorgungskonzept wollen die Partner den CO2-Ausstoß der Gebäude deutlich senken und gleichzeitig die Versorgungssicherheit gewährleisten. Nach Angaben von EGC soll die jährliche Emissionsminderung rund 13.000 Tonnen CO2 betragen. Insgesamt betrifft das Vorhaben etwa 16.000 Haushalte.
Auch ohne Gesetznovelle aktiv
Der CEO von EGC Jean-Marc Bazenet sieht den Wärmemarkt in einem Umbruch. Das geplante Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) führe dazu, dass sich einzelne Akteure derzeit zurückhaltend verhielten. Für EGC bleibe jedoch entscheidend, Kunden beim Umbau ihrer Energieversorgung zu unterstützen. Angesichts steigender CO2-Preise sei es notwendig, Emissionen zeitnah zu reduzieren, damit Wohnen langfristig bezahlbar bleibe.
Die LEG hält trotz der regulatorischen Unsicherheiten an ihrer Dekarbonisierungsstrategie fest. Das Unternehmen plant nach eigenen Angaben, seinen Wohnungsbestand bis 2045 weitgehend klimaneutral zu bewirtschaften. Die nun vereinbarte Modernisierung sei ein weiterer Schritt auf diesem Weg, erklärt COO Volker Wiegel. Zugleich betont er, dass die Versorgung der Mieter weiterhin zuverlässig und bezahlbar bleiben solle.
Um die finanzielle Belastung für die Bewohner zu begrenzen, sieht die LEG Baukostenzuschüsse vor. Ziel sei es, steigende Heizkosten infolge der Modernisierungsmaßnahmen abzufedern. Damit rückt das Unternehmen die soziale Dimension der Energiewende im Gebäudesektor in den Fokus.
EGC wird langfristiger Energielieferant
EGC verfolgt bei der Umsetzung einen integrierten Ansatz. Dieser umfasst laut Unternehmen die Analyse des Gebäudebestands, die Planung technischer Maßnahmen sowie deren Umsetzung und den anschließenden Betrieb der Anlagen. Nach Abschluss der Modernisierung übernimmt EGC langfristig die Wärmeversorgung als Energielieferant.
Die installierte Gesamtleistung der neuen Systeme wird nach Unternehmensangaben voraussichtlich rund 90 MW betragen. Neben Wärmepumpen können dabei auch weitere Technologien zum Einsatz kommen, etwa in Kombination mit bestehenden Infrastrukturen. Ziel ist eine schrittweise Transformation der Wärmeversorgung im Bestand.
Mit dem Ausbau ihrer Partnerschaft reagieren LEG und EGC auf die Anforderungen an eine klimafreundlichere Energieversorgung im Gebäudesektor. Gleichzeitig zeige das Projekt, wie Wohnungsunternehmen und Energiedienstleister ihre Rollen in der Transformation des Wärmemarktes neu definieren.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Hoffnung auf Kriegsende drückt Energiemärkte
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Uneinheitlich haben sich am Dienstag die Energienotierungen gezeigt. Strom, Gas und Kohle gaben nach, dagegen zeigte sich CO2 ein wenig fester und Brent wenig verändert. Nach der jüngsten Talfahrt hebt sich die Stimmung an den Energiemärkten etwas.
Wieder einmal hoffen Anleger auf ein rasches Kriegsende im Iran. Denn US-Präsident Donald Trump und seine Berater seien in den vergangenen Tagen zu der Einschätzung gelangt, dass ein Angriff zur Freigabe der Meerenge von Hormus den Krieg über das vom Weißen Haus gesetzte Ziel von vier bis sechs Wochen hinaus verlängerte, berichtet das Wall Street Journal unter Berufung auf Regierungsbeamte. Für ein baldiges Kriegsende steht auch der innenpolitische Druck auf die US-Regierung vor den Zwischenwahlen im November.
Strom: Mit einem deutlichen Minus hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert, der damit auf die Abgaben bei Gas und Kohle reagiert. Der Day-ahead indessen gewann 26,50 auf 144,50 Euro je Megawattstunde im Base und 28,50 auf 134,00 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse wurde die Grundlast mit 144,21 Euro ermittelt, die Spitzenlast mit 133,74 Euro.
Maßgeblich für den Preisanstieg beim Day-ahead ist die geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung zur Wochenmitte. Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den Mittwoch nur schwache 12,6 Gigawatt an Beiträgen von Wind und Solar, während am Berichtstag 28,5 Gigawatt anfallen sollen. Für die zweite Wochenhälfte rechnet Eurowind mit einer wieder steigenden Einspeiseleistung von Wind- und Solarstrom.
Am langen Ende sank das Strom-Cal-27 um 1,72 auf 95,65 Euro je Megawattstunde.
CO2: Etwas fester haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.40 Uhr 0,30 auf 72,57 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur schwache 12 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 73,34 Euro, das Tief bei 72,12 Euro.
Laut Medienberichten will die Kommission am Mittwoch dieser Woche Vorschläge zur EU-ETS-Reform unterbreiten. Die Anleger halten sich offenbar vor diesem Termin zurück. Am Montag hatte ein Bloomberg-Artikel im Handelsverlauf zu deutlichen Gewinnen geführt. Aus dem Artikel ging hervor, dass, anders als von manchen Marktteilnehmern erwartet, ab September nicht mit höheren Auktionsmengen am CO2-Primärmarkt zu rechnen ist.
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Dienstag schwächer gezeigt. Der alte Frontmonat April am niederländischen TTF sank bis gegen 14.40 Uhr um 1,550 auf 53,200 Euro je Megawattstunde. Der neue Frontmonat Mai gab um 1,700 auf 53,400 Euro nach. Am deutschen THE ging es im Day-ahead um 1,650 auf 54,850 Euro je Megawattstunde nach unten.
Das Wall Street Journal hatte berichtet, US-Präsident Donald Trump wolle die Kampagne gegen den Iran beenden, selbst wenn die Straße von Hormus weitgehend gesperrt bleibt. Die Andeutung einer Deeskalation genügte, um die Preise zu senken. „Die TTF-Preise spiegeln nicht wirklich die Realität im Mittleren Osten wider, nämlich langanhaltende Versorgungsengpässe, ungeachtet einer möglichen Wiedereröffnung der Straße von Hormus“, warnte unterdessen Florence Schmit, Energiestrategin bei der Rabobank. Die Rabobank prognostiziert für das zweite Quartal Durchschnittspreise von rund 60 Euro pro Megawattstunde.
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