Die Förderplattform steht seit dem Sommer 2024 in der niederländischen Nordsee, 20 Kilometer nördlich der deutschen Insel Borkum. Die erste Bohrung wurde im Herbst 2024 abgeteuft, die Testphase der Produktion begann im März 2025. Seither wird das geförderte Erdgas über eine neu installierte, 15 Kilometer lange Pipeline zum bestehenden Erdgasleitungsnetz von Noordgastransport (NGT) transportiert und ins niederländische und ins deutsche Gasnetz eingespeist.

Gemeinsam mit den Partnern Hansa Hydrocarbons und EBN Gas fördert One Dyas im sogenannten „GEMS-Gebiet“ („Gateway to the Ems“-Gebiet, Region nördlich der Emsmündung) bislang jährlich rund 700 Millionen Kubikmeter Erdgas. Mit dem Start der zweiten Bohrung wächst die Förderung aus dem Feld zunächst um rund 300 Millionen Kubikmeter. Insgesamt ist die Plattform auf eine Kapazität von bis zu 2 Milliarden Kubikmetern pro Jahr ausgelegt. Diese Marke soll nach Angaben des Unternehmens im vierten Quartal 2026 und damit noch vor Beginn des Winters 2026/2027 erreicht werden.

Laufende Gerichtsverfahren

Allerdings ist das Projekt umstritten. Bürgerinitiativen, Umweltverbände, die Stadt Borkum und die Inselgemeinde Juist befürchten unter anderem negative Umweltfolgen für das Wattenmeer und gehen gerichtlich gegen das Projekt vor. Im Februar 2026 hatte das Oberverwaltungsgericht (OVG) Lüneburg den Sofortvollzug für das Gasförderprojekt bestätigt. Damit ist es One-Dyas vorerst erlaubt, Bohrungen auch unter der deutschen Nordsee vorzunehmen (wir berichteten).

Den Genehmigungsunterlagen zufolge sollen die Bohrungen in einer Tiefe von rund 1.500 Metern in das deutsche Hoheitsgebiet eintreten und anschließend schräg weitergeführt werden. Die maximale Bohrtiefe soll bei bis zu 4.000 Metern liegen. Die Urteile in den Hauptverfahren gegen die Bohrgenehmigungen stehen allerdings noch aus.

Weitere Plattform geplant

One-Dyas indes hat noch weitere Pläne im GEMS-Gebiet. Dem Unternehmen zufolge befinden sich hier noch weitere kleine Felder mit einem geschätzten Gesamtpotenzial von rund 50 Milliarden Kubikmetern Erdgas. Bereits im Jahr 2020 hatte One-Dyas bei Probebohrungen die Felder N04-A und N04-C entdeckt, die sowohl auf niederländischem als auch auf deutschem Gebiet liegen. Für die Gasförderung aus diesen beiden Feldern plant One-Dyas die Installation einer sogenannten Satellitenplattform etwa 30 Kilometer nördlich der Küste. Das dort geförderte Gas soll dann zur Gasaufbereitungsplattform N05-A transportiert und nach der Aufbereitung über die Nordsee-Gastransportpipeline zum Festland geleitet werden.

Wie auch die bestehende Plattform N05-A soll die neue Plattform vollständig mit Strom aus dem nahegelegenen Windpark Riffgat betrieben werden. Durch die Nutzung der bestehenden Infrastruktur von N05-A sei lediglich die Verlegung einer Pipeline und eines Stromkabels zwischen N05-A und der Plattform N04-A erforderlich. Auch prüfe man für den Bau die Möglichkeit der Wiederverwendung einer alten Plattform. Durch die Erschöpfung von Gasfeldern an anderen Stellen der Nordsee würden gebrauchte Plattformen verfügbar, heißt es auf der Internetseite des Projektes.

Erneuerbare Energien wie Solar- und Windstrom verbesserten die Widerstandsfähigkeit des Energiesystems und sorgten „nachhaltig für günstigere Strompreise aller Verbraucherinnen und Verbraucher“, sagte der Hauptgeschäftsführer des Verbandes, Carsten Körnig, laut Mitteilung. Pläne des Bundeswirtschaftsministeriums, die Förderung von Solarstromanlagen sowie den Stromnetzzugang von Solar- und Windkraftwerken ab 2027 massiv zu beschneiden, widersprächen dem klaren Bürgerwillen, so Körnig. Die Berliner Pläne würden die Abhängigkeit von Erdgas- und Ölimporten deutlich verlängern. „Dies käme der deutschen Wirtschaft und der Allgemeinheit teuer zu stehen“, mahnte Körnig.

Das Bundeswirtschaftsministerium plant Einschnitte bei der Solarförderung. Demnach soll die Förderung für neue, kleine Solaranlagen eingestellt werden, wie aus einem Arbeitsentwurf für eine Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) mit Stand 22. Januar hervorgeht.

Zudem soll der Zubau von Wind- und Solaranlagen besser an den hinterherhinkenden Netzausbau angepasst werden. Umstritten ist vor allem ein im Entwurf genannter „Redispatchvorbehalt“: Demnach sollen Gebiete, in denen eine Abregelung erneuerbarer Energien im Vorjahr über drei Prozent lag, für bis zu zehn Jahre als „kapazitätslimitiert“ ausgewiesen werden können. Um Netzengpässe zu vermeiden, kommt es immer wieder zur Abregelung von Wind- und Solaranlagen, deren Leistung gedrosselt oder abgeschaltet wird. Diese Eingriffe werden Redispatch genannt.

„Es kann nicht sein, dass Bayern als großer Industriestandort mit hohem Strombedarf bei den Zuschlägen für Windkraft quasi leer ausgeht. Das derzeitige System benachteiligt den Süden strukturell, weil es einseitig auf hohe Winderträge setzt. Das ist energiepolitisch zu kurz gedacht“, so Aiwanger. 

Der Minister begrüßt zwar die im Klimaschutzprogramm des Bundes vorgesehenen zusätzlichen Ausschreibungen sowie die geplante Weiterentwicklung des Referenzertragsmodells: „Das sind richtige Schritte, weil sie endlich anerkennen, dass der Ausbau regional ausgewogener erfolgen muss – das senkt auch die Netzkosten.“

Zugleich ist er aber der Ansicht, dass die Maßnahmen nicht ausreichen und vor allem zu spät kommen. Die zusätzlichen Ausschreibungen erst ab 2027 würden aktuell nicht weiterhelfen. Man brauche jetzt eine Lösung, damit genehmigte Projekte zügig umgesetzt werden können. Aiwanger fordert eine vorgezogene Sonderausschreibung bereits im Jahr 2026 sowie eine stärkere regionale Steuerung der Vergaben. 

Der Minister verweist dazu auf eine bayerische Bundesratsinitiative, die die Einführung einer zusätzlichen EEG-Wind-Sonderausschreibung für 2026 mit einem Ausschreibungsvolumen von zusätzlich fünf Gigawatt fordert.

Das Problem ist laut Christiner die mangelnde „ganzheitliche Betrachtung“ der Energiewende. Seinem Unternehmen liegen derzeit Netzzugangsanfragen über insgesamt 31.600 MW vor. Davon entfallen 10.500 MW auf Windkraft- und PV-Anlagen, 12.000 MW auf Batteriespeicher, 4.700 MW auf Pumpspeicher, 2.500 MW auf Datencenter und 1.900 MW auf Industrieanlagen sowie Elektrolyseure. Um all diese Kapazitäten ins Netz zu integrieren, müsse die APG ihre Infrastrukturen dringend massiv erweitern, betonte Christiner. Insbesondere gelte es, die Verbindungen zwischen den Windparks und Solarkraftwerken im Osten Österreichs mit den Pumpspeichern im Westen des Bundesgebiets zu verstärken. Die derzeit verfügbaren Ost-West-Leitungen haben eine Kapazität von etwa 3.000 MW. 

Ausbau kostet neun Milliarden Euro 

Der aktuelle Netzentwicklungsplan der APG für die kommenden zehn Jahre umfasst Vorhaben mit einem Gesamtvolumen von etwa neun Milliarden Euro, berichtete Christiner. Darunter ist eine neue 380-kV-Leitung zwischen Obersielach in Ostkärnten und Lienz in Osttirol, die bestehende Verbindungen zum Teil ersetzt und auf den neuen Masten mitführt. Ein weiteres Projekt umfasst einen 220-kV-Ring im Großraum um die oberösterreichische Landeshauptstadt Linz. Dort will der Stahlkonzern Voestalpine bestehende Hochöfen durch Lichtbogenöfen ersetzen. 

Der besseren internationalen Anbindung Österreichs dient die „Deutschlandleitung“ mit 380 kV, die die APG gemeinsam mit der Tennet realisiert. Christiner teilte der Redaktion mit, die 2,5 Kilometer auf österreichischem Staatsgebiet vom Netzknoten St. Peter in Oberösterreich bis Simbach in Bayern seien fertiggestellt. Die Tennet befinde sich mit ihrem etwa 70 Kilometer langen Abschnitt von der Staatsgrenze bis zum Umspannwerk Altheim bei Landshut „im Zeitplan. Wir sind sicher, dass die Leitung kommendes Jahr in Betrieb geht“. 

Die Regulierungsbehörde E-Control hatte den Netzentwicklungsplan der APG im Januar genehmigt. 

Verfahren beschleunigen 

Der für Energiepolitik zuständige Wirtschaftsminister Wolfgang Hattmannsdorfer von der konservativen Österreichischen Volkspartei (ÖVP) konstatierte, die Deutschlandleitung werde dazu beitragen, „den Preisspread zwischen Österreich und Deutschland zu verringern“. Die Versorgung mit sicherer, sauberer und erschwinglicher Energie sei ein zentraler Wettbewerbsfaktor. Dafür werde eine leistungsstarke Infrastruktur benötigt. Sowohl das im Wesentlichen seit Ende 2025 in Kraft befindliche Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) als auch das kommende Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungs-Gesetz (EABG) dienten dazu, die Genehmigungsverfahren für Stromleitungen zu straffen: „Wir möchten die Verfahrensdauern um etwa 50 Prozent verkürzen.“ Bei der Präsentation des endgültigen Regierungsentwurfs des EABG am am 26. März hatte Hattmannsdorfer sinngemäß bekundet, für eine rund 120 Kilometer lange 380-kV-Leitung sollen 2,5 Jahre statt fünf Jahre ausreichen. 

Die Regierungsparteien – außer der ÖVP die Sozialdemokraten (SPÖ) und die Liberalen (Neos) – wollen das EABG am 8. April im Wirtschaftsausschuss des Parlaments debattieren. Wie mehrfach berichtet, benötigen sie für den Beschluss im Plenum eine Zweidrittelmehrheit und damit die Zustimmung entweder der rechtsgerichteten Freiheitlichen Partei Österreichs (FPÖ) oder der Grünen. Zurzeit zeichnet sich eine solche nicht ab.

Der Berliner Verband, in dem sich 17 deutsche Gas- und Wasserstoffspeicherbetreiber zusammengeschlossen haben, hatte bereits 2024 eine erste Marktabfrage durchgeführt. Mit der Neuauflage, so Ines, soll das Instrument nun weiterentwickelt und an veränderte Markt- und Regulierungsbedingungen angepasst werden. Dabei habe man die Abfragestruktur differenziert, um genauere Angaben zu Speicherbedarf, Wasserstoffaufkommen und Nutzung zu ermöglichen. Auch die Entwicklungen der vergangenen zwei Jahre sollen dabei systematisch erfasst werden.

„Mit der erneuten Durchführung der MAHS schaffen wir Transparenz über die Speicherbedarfe im entstehenden Wasserstoffmarkt. Die Ergebnisse sind für Speicherbetreiber eine wichtige Grundlage für Investitionsentscheidungen und helfen, Wasserstoffspeicher bedarfsgerecht und wettbewerbsorientiert zu entwickeln“, erklärt Sebastian Heinermann, Geschäftsführer der Ines. „Gleichzeitig geben wir potenziellen Nutzern von Wasserstoffspeichern die Möglichkeit, ihre Anforderungen frühzeitig einzubringen. Ihre Bedarfsmeldungen leisten einen entscheidenden Beitrag dazu, das künftige Speicherangebot passgenau auszurichten.“ 

Bottom-Up-Analyse

Wasserstoff werde eine zentrale Rolle im zukünftigen Energiesystem einnehmen, insbesondere für die Integration erneuerbarer Energien, die Gewährleistung von Versorgungssicherheit sowie die Dekarbonisierung von Industrie, heißt es in der Mitteilung von Ines. Entsprechend zeigten bisherige Szenarien einen erheblichen Bedarf an Wasserstoffspeichern: Für das Jahr 2045 werde ein Bedarf von bis zu 80 TWh allein in Deutschland erwartet. Die MAHS 2026 soll diese Top-Down-Szenarien durch eine marktorientierte Bottom-Up-Analyse ergänzen.

Die Ergebnisse der Abfrage werden anonymisiert und aggregiert aufbereitet und an Speicherbetreiber, Ministerien und Regulierungsbehörden übermittelt. Sie sollen unter anderem in Planungsprozesse wie den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff einfließen und so zur Verbesserung der Investitions- und Planungssicherheit beitragen. 

Zugleich diene die MAHS der Umsetzung regulatorischer Anforderungen auf europäischer Ebene. Speicherbetreiber sind gemäß Artikel 9 der EU-Verordnung (2024/1789) verpflichtet, regelmäßige Marktbewertungen für Investitionen in Speicher für erneuerbare und kohlenstoffarme Gase durchzuführen. Ines koordiniert diesen Prozess auf nationaler Ebene. 

Die Teilnahme an der webbasierten Abfrage ist freiwillig und steht Unternehmen aus dem In- und Ausland offen. Begleitend bietet Ines am 22. April 2026 ein Webinar zur Erläuterung der Inhalte und Fragestellungen an.

Das Luxemburger Unternehmen war bislang bereits für das technische und operative Management der Terminals verantwortlich. Die jetzt übernommene kommerzielle Betriebsführung umfasst insbesondere die Koordination sämtlicher Prozesse zwischen der Anlieferung des verflüssigten Erdgases und der Einspeisung in das Gasnetz. 

Im Mittelpunkt sollen dabei die Abstimmung zwischen Kapazitätsinhabern, Terminalbetreibern und Netzbetreibern sowie das Management der Terminalkapazitäten stehen. Hinzu kommen Gasfin zufolge die Planung und Koordination von LNG-Lieferungen, die Überwachung von Liefermengen und Gasqualität sowie die Abwicklung von Gasbilanzierung und Abrechnung. 

„Was zunächst abstrakt klingen mag, ist in der Praxis ein Kernelement des Terminalbetriebs. Mit unserem Team stellen wir rund um die Uhr sicher, dass gebuchte Kapazitäten in zuverlässige Gaslieferungen umgesetzt werden“, lässt sich Danny van Schie, Managing Director von Gasfin Services, zitieren.

Pro Kopf zeigt sich jedoch ein anderes Bild: Russland kommt auf 14,1 Tonnen und die USA auf 13,6 Tonnen CO2 je Einwohner, während Deutschland mit 7 Tonnen über dem EU-27-Durchschnitt von 5,5 Tonnen liegt. Die hohen Werte in den USA und Russland lassen sich vor allem durch energieintensive Industrien, fossile Energieträger und einen hohen Energieverbrauch erklären. China liegt mit 9,1 Tonnen ebenfalls über dem weltweiten Schnitt von 4,9 Tonnen.

Denn der Teilindex Primärenergie notierte im Januar bei 97,0 Punkten. Im Vergleich zum Vormonat stieg der Index um 3,3 Prozent. Das Vorjahresniveau wurde hingegen um 22,8 Prozent unterschritten.

Besonders stark verteuerte sich im Vormonatsvergleich Steinkohle, deren Einfuhrpreise um 5,9 Prozent stiegen. Der Erzeugerpreis für Braunkohle stieg um 4,1 Prozent. Bei Erdöl stiegen die Einfuhrpreise ebenfalls um 4,1 Prozent, die Erzeugerpreise gaben jedoch um 4,6 Prozent nach. Auch bei Erdgas stiegen die Einfuhrpreise (+3,1 Prozent), die inländischen Erzeugerpreise sanken je nach Abnehmergruppe um 1,5 bis 2,1 Prozent.

Der Teilindex für Sekundärenergie blieb im Januar nahezu unverändert bei 119,8 Punkten (+0,1 Prozent gegenüber Dezember). Das Vorjahresniveau wurde um 6,8 Prozent unter-schritten. Während sich leichtes Heizöl und Diesel deutlich um 6,0 beziehungsweise 7,6 Prozent gegenüber Dezember verteuerten, gingen die Preise für Flüssiggas (-2,6 Prozent) und Fernwärme (-1,6 Prozent) zurück.

Der Strompreisindex, der im Index für Sekundärenergie enthalten ist, lag im Januar 2026 bei 109,7 Punkten. Das waren 2,8 Prozent weniger als im Dezember und 8,0 Prozent weniger als vor einem Jahr. Zwar verteuerten sich die Einfuhrpreise für Strom kräftig um 16,6 Prozent. Die Erzeugerpreise sanken jedoch je nach Kundegruppe zwischen 2,8 und 5,2 Prozent.
 
Aus Sicht der VBW braucht der Wirtschaftsstandort dringend ein niedrigeres Strompreisniveau: „Energiekosten sind einer unserer großen Standortnachteile. Die hohen Kosten am Standort schaden unserer Wettbewerbsfähigkeit und gehen damit zu Lasten der Transformation. Ohne global konkurrenzfähige Stromkosten werden wir weiter zurückfallen. Dieses zentrale Problem muss für die Standortsicherung endlich angegangen werden“, sagt Hauptgeschäftsführer Bertram Brossardt.
 

Nach Angaben des Unternehmens wird dazu Fernwärmewasser aus Vor- und Rücklauf gezielt vermischt. Ziel ist es, die jeweils minimal erforderliche Vorlauftemperatur bereitzustellen. Dadurch lassen sich Wärmeverluste im Netz reduzieren und die Betriebsweise der Fernwärmeübergabestationen optimieren. Die Inbetriebnahme ist zur kommenden Heizperiode vorgesehen.

„Mit der neuen Fernwärmestation wollen wir die Vorlauftemperatur exakt so anpassen, dass sie zu jedem Zeitpunkt dem tatsächlichen Bedarf im Suchsdorfer Versorgungsgebiet entspricht. Die Kunden spüren dabei keine Einschränkungen ihres gewohnten Wärmekomforts“, sagt Jörg Teupen, Vorstand Technik und Personal.

Vielmehr optimiere das Unternehmen die Vor- und Rücklauftemperaturen für die geplante Einbindung der Großwärmepumpen und der damit einhergehenden Temperaturabsenkung im gesamten Fernwärmenetz. Damit unterstützt das System den Betrieb von Niedrigtemperatur-Fernwärmenetzen und passt sich flexibel der schwankenden Last im Netz an.

Technisch basiert die Anlage auf einer dynamischen Beimischung von Rücklaufwasser. Kühleres Wasser aus dem Rücklauf wird digital gesteuert dem Vorlauf beigemischt. Eine kontinuierliche Echtzeit-Überwachung stellt sicher, dass die Sollwerte fortlaufend an den tatsächlichen Bedarf angepasst werden. Auf diese Weise wird die Temperaturspreizung zwischen Vor- und Rücklauf gezielt optimiert.

Derartige Temperaturoptimierungen sind kein grundsätzlich neues Konzept. Vergleichbare Ansätze kommen bereits in Fernwärmenetzen zum Einsatz, unter anderem in Krefeld und München sowie in Projekten im Ausland. In Kiel erfolgt die Umsetzung jedoch erstmals in dieser Form als netzseitige Mischstation in einem konkreten Versorgungsgebiet.

Neben der Reduktion von Wärmeverlusten unterstützt das System den Betrieb von Niedrigtemperatur-Fernwärmenetzen. Diese gelten als Voraussetzung für die Integration erneuerbarer Wärmequellen wie Großwärmepumpen. Gleichzeitig kann die Anlage flexibel auf Lastschwankungen im Netz reagieren.

Leitungskontrolle per Drohne


Ergänzend setzen die Stadtwerke Kiel auf eine systematische Zustandsüberwachung ihres rund 364 Kilometer langen Fernwärmenetzes, wie es weiter heißt. Dazu werden Inspektionen mittels Flugthermografie durchgeführt. Eine mit Sensorik ausgestattete Drohne erfasst aus der Luft Wärmebilder, um potenzielle Wärmeverluste und Leckagen zu identifizieren.

Die Befliegungen erfolgen an mehreren Tagen aus einer Höhe von 90 bis 120 Metern mit senkrechter Ausrichtung nach unten. Die eingesetzte Messtechnik erfasst elektromagnetische Wellen im Wellenlängenbereich von 7,5 bis 14 Mikrometer. Aus der gemessenen Intensität wird die Oberflächentemperatur abgeleitet und farblich dargestellt. Auf diese Weise entsteht ein detailliertes thermografisches Abbild des Netzes, das Rückschlüsse auf mögliche Schwachstellen ermöglicht.

Wie anlässlich der Bilanzpressekonferenz am 4. Februar berichtet, sank der Gewinn im Vergleich zu 2024 um etwa 25 Prozent auf 1,52 Milliarden Euro. Der Umsatz belief sich auf 24,31 Milliarden Euro und fiel damit um rund 7 Prozent. Als Grund nannte die OMV insbesondere „niedrigere Verkaufsmengen aus Kundenverträgen im Gas Marketing & Power-Bereich“ sowie ihren um etwa 14 Prozent auf 66,8 US-Dollar/Barrel gefallenen durchschnittlich realisierten Ölpreis. Nicht ausgleichen ließ sich dies durch den um 21 Prozent auf rund 30,3 Euro/MWh durchschnittlich realisierten Gaspreis. 

Aufsichtsratspräsident Lutz Feldmann hält im Geschäftsbericht fest: „Im Jahr 2025 erzielte OMV trotz eines herausfordernden Marktumfelds erneut ein solides Ergebnis und stellte damit die Stärke und Robustheit des integrierten Geschäftsmodells unter Beweis. Diese Qualitäten zeigten sich auch darin, dass bei der Umsetzung unserer Strategie 2030 und im damit verbundenen Transformationsprozess wichtige Meilensteine erreicht wurden.“ Generaldirektor Alfred Stern verlässt die OMV Ende September. Die Entscheidung über seine Nachfolge ist bis dato offen. 

Im Corporate-Governance-Bericht heißt es unter anderem, der Anteil der Frauen an der Belegschaft habe sich von 25,5 Prozent im Jahr 2024 auf 25,7 Prozent im Jahr 2025 erhöht: „Ziel ist es, den Frauenanteil in Führungspositionen von 24,2 Prozent (2024: 23,7 Prozent) bis 2030 auf 30 Prozent zu erhöhen.“ Im Aufsichtsrat der OMV sind fünf Frauen vertreten. Ihr Anteil beläuft sich somit auf etwa 33 Prozent. Die Republik Österreich, der 31,5 Prozent des Konzerns gehören, ist im Aufsichtsrat durch Edith Hlawati vertreten, die Alleinvorständin der Österreichischen Beteiligungs AG (Öbag), die die Unternehmensbeteiligungen des Bundes verwaltet. 
Feuer in Borouge-Fabrik

Wie berichtet, finalisierten die OMV und die XRG, eine Investmentgesellschaft aus Abu Dhabi, am 31. März die Gründung des Polyolefinkonzerns Borouge Group International (BGI). In die BGI eingebracht werden der österreichische Kunststoffkonzern Borealis, der US-amerikanische Chemiekonzern Nova Chemicals und die Borouge, eine Tochter der Abu Dhabi National Oil Company (Adnoc). Der Adnoc gehört die XRG. Ferner ist sie mit 24,9 Prozent an der OMV beteiligt. Am 5. März meldete die Borouge, ein Gemeinschaftsunternehmen der OMV und der Adnoc, in ihrer petrochemischen Fabrik Ruwais in Abu Dhabi hätten Trümmer von Raketen nach der Abwehr eines iranischen Angriffs drei Brände verursacht und einen Produktionsstillstand erzwungen. Das Unternehmen hat nach eigenen Angaben ausreichende Vorräte, um kurzfristige Ausfälle zu kompensieren. 

Das Ergebnis des ersten Quartals 2026 veröffentlicht die OMV am 30. April. Ihre Hauptversammlung hält sie am 27. Mai ab. Der kombinierte Geschäftsbericht der OMV für 2025 ist auf ihrer Website verfügbar.

Auch die Stadtwerke Völklingen Vertrieb GmbH erhält eine neue Geschäftsführung: Martin Germann übernimmt zum 1. Mai die Leitung der Gesellschaft. Er ist seit 2023 im Unternehmen tätig und verantwortete bislang Energiebeschaffung, Vertrieb und Geschäftsfeldentwicklung. 

Nach Angaben des Aufsichtsratsvorsitzenden Dominik Brandt setzt das Unternehmen mit der Neubesetzung gezielt auf interne Führungskräfte, um Kontinuität in der strategischen Ausrichtung zu sichern. „Mit Sascha Bös, Dirk Steinmetz und Martin Germann setzen wir auf erfahrene Führungskräfte, die unser Unternehmen und die Herausforderungen der Energiewirtschaft sehr gut kennen“, lässt sich Brandt zitieren. „Gemeinsam werden sie die Weiterentwicklung der Stadtwerke Völklingen und die Umsetzung der Energiewende in der Region aktiv gestalten“, fügt er hinzu. 

Der Oberbürgermeister der Stadt Völklingen, Stephan Tautz, würdigte die Arbeit des bisherigen Geschäftsführers: „Julian Wollscheidt hat die Stadtwerke Völklingen seit 2017 – zunächst als kaufmännischer Leiter, später als Geschäftsführer der Stadtwerke Völklingen Holding GmbH und der Stadtwerke Völklingen Vertrieb GmbH – maßgeblich geprägt und wichtige Weichen für die Zukunft des Unternehmens gestellt“. 

Sascha Bös ist seit 2017 in der Unternehmensgruppe tätig und war zuletzt Geschäftsführer der Energie-Dienstleistung Völklingen GmbH sowie der Netzgesellschaft Stadtwerke Völklingen Netz GmbH. Dirk Steinmetz gehört dem Unternehmen seit Oktober 2022 an und ist als kaufmännischer Leiter sowie Chief Financial Officer (CFO) für zentrale kaufmännische Aufgaben verantwortlich.

Kubitza folgt auf Ralf Nietiet, der das Unternehmen, wie es seitens Enercity heißt, zum 31. Mai auf eigenen Wunsch verlässt. Er habe die Tochter durch das starke Wachstum der vergangenen Jahre gesteuert. Nach dem Personalwechsel wird die Enercity Erneuerbare mit rund 170 Beschäftigten künftig von Jörg Kubitza (CEO) und Daniel Müller (COO) geführt.

„Jörg Kubitza bringt Führungskompetenz, Markterfahrung und ein tiefes Verständnis für die Erneuerbaren mit – eine Kombination, die heute wichtiger ist, denn je. Er wird gemeinsam mit unserem starken Team die richtigen Impulse für die kommenden Jahre setzen“, wird Enercity‑CEO Aurélie Alemany in einer Unternehmensmitteilung zur Personalie zitiert.
 

Menning kommt aus der Konzernzentrale in Paris, wo sie seit 2020 als Chief Financial Officer (CFO) tätig war. In dieser Funktion verantwortete sie die globale Finanz- und Beschaffungsstrategie des Konzerns. Zuvor war sie bereits in Deutschland für Veolia tätig: 2014 trat sie in das Unternehmen ein und wurde 2016 zur CFO Deutschland ernannt, bevor sie 2020 in die Konzernzentrale wechselte.

Der Vorstand in Deutschland besteht nun aus Emmanuelle Menning (CEO), Matthias Henze (Chief Financial Officer), Martin Ridder (Chief Operating Officer) und Axel Hofmann (Chief Human Resources Officer).

Veolia begründet den Führungswechsel mit einer engeren Abstimmung zwischen dem Deutschlandgeschäft und der Konzernleitung sowie mit der Umsetzung der strategischen Roadmap „GreenUp“. Zudem soll der Fokus auf Wachstum, Innovation und operative Exzellenz weiter gestärkt werden.

„Deutschland ist für Veolia ein Schlüsselmarkt in Europa. Wir werden die Transformation im Einklang mit unserem strategischen Programm Green Up weiter vorantreiben, mit einem klaren Fokus auf Wachstum, Innovation und operative Exzellenz“, sagt Emmanuelle Menning.
 

Florian Nemitz, CEO Smart Deutschland: „Wir haben in den vergangenen Jahren ein starkes Fundament geschaffen, nun gilt es, unser Wachstum zu beschleunigen und die Marke noch stärker im Markt zu verankern. Gemeinsam mit unserem Team und unseren Partnern werden wir die Erfolgsgeschichte fortschreiben.“ 

Die Smart Europe GmbH wurde im Juni 2020 in Leinfelden-Echterdingen bei Stuttgart gegründet und ist für alle Vertriebs-, Marketing- und After-Sales-Aktivitäten für die nächste Generation von Smart Fahrzeugen, Produkten und Dienstleistungen der Marke verantwortlich.

Am Strommarkt ging es überwiegend aufwärts, während sich bei CO2 die jüngste Schwächephase fortsetzte, trotz grundsätzlich bullish bewerteter regulatorischer Signale rund um MSR (Marktstabilitätsreserve) und Benchmark-Anpassungen.

Deutliche Aufschläge verzeichnete erneut der Gasmarkt, getrieben von anhaltenden Störungen im LNG-Handel über die Straße von Hormus und strukturell angespannten Angebotsbedingungen.

Insgesamt bleibt das Marktumfeld von hoher Volatilität geprägt, wobei geopolitische Entwicklungen und Versorgungssorgen das Sentiment dominieren.

Strom: Fast durch die Bank fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Der Day-ahead wurde mit 87,25 Euro je Megawattstunde im Base und 50,50 Euro je Megawattstunde im Peak bewertet.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Mittwoch leicht über dem Niveau vom Dienstag liegen. Für den Donnerstag wird dann ein deutlicher Anstieg erwartet, bevor die Einspeiseleistung am Freitag wieder etwas zurückgehen dürfte.

Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 bis zum Nachmittag 0,84 Euro auf 94,15 Euro je Megawattstunde hinzu.

CO2: Erneut etwas schwächer hat sich der CO2-Markt am Dienstag gezeigt. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,23 Euro auf 71,46 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,0 Millionen Zertifikate. 

Die vor Ostern bekannt gewordenen EU-Initiativen, die Reform der MSR sowie der geleakte Entwurf der Benchmark-Werte der Generaldirektion Klima (DG CLIMA) blieben laut den Analysten von Vertis hinter den Erwartungen zurück und werden daher eher bullish bewertet.

Bei der MSR hatte sich der Markt auf ein vollständiges Einfrieren der Reduzierungsrate oder eine Absenkung auf 12 Prozent positioniert. Stattdessen beließ die Kommission die Rate bei 24 Prozent und strich lediglich die Obergrenze von 400 Millionen Zertifikaten für die MSR-Akkumulation, um künftig größere Volumen für mögliche Eingriffe aufzubauen. Diese Eingriffe bleiben jedoch zeitlich entfernt und erfordern zur Sicherstellung der Flexibilität eine Anpassung von Artikel 29a, die im Rahmen der EU-ETS-Richtlinienüberarbeitung im Juli verhandelt wird – womit die Maßnahme kurzfristig faktisch wirkungslos bleibt.

Bei den Benchmarks zeigt das Leak, dass die Kommission den sogenannten Fallback Benchmark nicht einfrieren wird – ein Schritt, der für betroffene Sektoren spürbare Entlastung gebracht hätte. Beide Maßnahmen fallen damit relativ zu den Markterwartungen eher bullish aus und lassen die Knappheitsnarrative für 2026 bis 2027 intakt.

Die Analysten von Vertis sehen damit kurzfristig ein leichtes Aufwärtspotenzial für den CO2-Markt, das jedoch durch die Unsicherheiten im Zusammenhang mit dem Irankrieg und der damit verbundenen möglichen Nachfrageschwäche eingeschränkt bleibt.

Erdgas: Mit weiteren Aufschlägen haben die Gaspreise auf die aktuelle geopolitische Lage reagiert. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 2,375 Euro auf 52,125 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 2,475 Euro auf 53,725 Euro nach oben.

Marktteilnehmer führten als Begründung an, dass die Lieferungen von Flüssigerdgas durch die Straße von Hormus weiterhin stark eingeschränkt bleiben und das globale Angebot verknappen. Daten von Kpler zufolge kehrten am Montag zwei LNG-Ladungen aus Katar um, die offenbar auf dem Weg durch die Straße von Hormus waren.

„Der globale LNG-Markt hat sich von einer kurzfristigen Störung in eine Phase struktureller Anspannung verschoben“, so Analysten von ANZ. „Selbst wenn sich die Schifffahrtsrouten wieder öffnen, lässt sich der Ausfall katarischer Mengen nicht kurzfristig kompensieren. Der Markt wird daher über höhere Preise, Lagerabbau und eine Rationierung der Nachfrage ins Gleichgewicht gebracht.“

Niedrigere Speicherstände verringern laut den Analysten die Flexibilität sowohl in Europa als auch in Asien und erhöhen die Sensitivität gegenüber Wettereinflüssen und ungeplanten Ausfällen. Gleichzeitig nimmt die Liquidität am Spotmarkt ab, da Käufer zur Absicherung verstärkt auf langfristige Lieferverträge ausweichen.