Hauptkritikpunkt der Allianz ist die Abschaffung der 65-Prozent-Regel, nach der neu installierte Heizungen in Neubauten (seit 2024) und sukzessive im Bestand mit mindestens 65 Prozent erneuerbare Energien betrieben werden müssen. „Wer die 65-Prozent-Regel abschafft, ohne klare Alternativen zu definieren, öffnet die Tür für fossile Fehlentscheidungen“, lässt sich Diermann zitieren.

Die Allianz verweist darauf, dass die bestehenden Eckpunkte des GMG zentrale Steuerungsinstrumente wie Biotreppe und Grüngasquote nicht ausreichend konkretisieren. Zudem sei die Verzahnung mit dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) und der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) zur Umsetzung der Gasbinnenmarktrichtlinie unklar. Ohne einen konsistenten Rahmen fehle es Kommunen, Netzbetreibern und Investoren an Planungssicherheit. 

Nach Analyse der Initiative könnte die im Eckpunktepapier vorgesehene Biotreppe zu spät wirksam werden. Bereits im bestehenden Rechtsrahmen sind steigende Anteile erneuerbarer Energien vorgesehen, beginnend mit 15 Prozent ab 2029 und bis zu 60 Prozent ab 2040. Die im GMG diskutierte Absenkung des Einstiegsniveaus auf 10 Prozent stellt aus Sicht der Allianz einen Rückschritt dar. 

Auch die geplante Grüngasquote wird als unzureichend bewertet. Ein Einstieg mit einem Prozent ab 2028 habe laut Analyse kaum Lenkungswirkung im Wärmemarkt und binde zugleich relevante Mengen an Biomethan. Insgesamt sei unklar, wie ausreichende Mengen an grünem Gas bereitgestellt werden können. 

„Level-Playing-Field“ gefordert

Die Allianz fordert stattdessen einen verbindlichen Ordnungsrahmen mit vergleichbaren Anforderungen für alle Energieträger und Infrastrukturen. Konkret schlägt sie vor, die Vorgaben des Wärmeplanungsgesetzes beizubehalten. Demnach sollen Wärmenetze ab 2030 einen Anteil von 30 Prozent erneuerbarer Energien erreichen und bis 2040 auf 80 Prozent steigen. Ergänzend schlagen die Autoren der Analyse eine frühere und ambitioniertere Ausgestaltung der Biotreppe vor, beginnend mit 15 Prozent ab 2027. 

Neben klimapolitischen Zielen verweist die Allianz auf die Bedeutung der Resilienz des Energiesystems. Die fortschreitende Dekarbonisierung könne die Abhängigkeit von volatilen fossilen Brennstoffen reduzieren und die Wertschöpfung in Deutschland sowie der Europäischen Union stärken. 

Aus Sicht der beteiligten Unternehmen drohen ohne klare Leitplanken Fehlentscheidungen bei Heizungsinvestitionen sowie steigender politischer Druck, Klimaziele später abzuschwächen. Dies würde sowohl die Emissionsziele im Gebäudesektor gefährden als auch zusätzliche Kosten für Staat und Verbraucher verursachen. „Wenn die Politik die falschen Signale setzt, verlieren wir Jahre – und das können wir uns nicht leisten“, sagt Diermann. „Die Wärmewende entscheidet sich jetzt.“

Beteiligt an der Allianz sind neben der LBD: AGFW (Der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK e.V.), Hamburger Energiewerke GmbH, FairEnergie GmbH, MVV Energie AG, Stadtwerke Delitzsch GmbH, Stadtwerke Duisburg AG, Stadtwerke Kiel AG, Stadtwerke Leipzig GmbH, Stadtwerke Sigmaringen GmbH und SWN Stadtwerke Neumünster GmbH.

Die vollständige Analyse ist auf den Internetseiten der LBD-Beratungsgesellschaft zu finden.

„Ausgerechnet in einer Phase anhaltender geopolitischer Unsicherheit, explodierender Energiekosten für Industrie und Haushalte wird das Energieeffizienzgesetz als zentrales Instrument für die Energieunabhängigkeit Deutschlands erheblich geschwächt“, heißt es in einer Stellungnahme des Verbandes.

Im Zentrum der Kritik steht die geplante Anhebung der Schwellenwerte für verpflichtende Energiemanagementsysteme. Künftig soll die Pflicht erst ab einem jährlichen Energieverbrauch von 23,6 Milliarden kWh greifen. Bislang lag die Grenze bei 7,5 Milliarden kWh. Nach Einschätzung der Deneff würde sich damit der Kreis der betroffenen Unternehmen deutlich verkleinern.

Der Verband geht davon aus, dass statt bisher rund 12.000 Unternehmen nur noch etwa 4.500 besonders energieintensive Betriebe erfasst würden. „Rund 100 Milliarden kWh industrieller Endenergie würden künftig nicht mehr adressiert werden“, so die Deneff.

Auch bei der Nutzung industrieller Abwärme sieht der Verband Rückschritte. Demnach soll die Pflicht zur Abwärmevermeidung entfallen. Zudem ist vorgesehen, die bislang verpflichtende Meldung von Abwärmepotenzialen in der Plattform für Abwärme künftig freiwillig auszugestalten.

Die Deneff bewertet die Plattform als zentrales Instrument für die Wärmewende. Die dort bislang erfassten Abwärmemengen summieren sich nach Verbandsangaben auf 385 Milliarden kWh. Dieses Potenzial entspreche in etwa der Hälfte des Endenergiebedarfs des Gebäudebestands in Deutschland.

Neben den inhaltlichen Defiziten sieht der Verband auch rechtliche Risiken. Nach seiner Einschätzung stehen Teile des Entwurfs nicht im Einklang mit europäischen Vorgaben. Konkret geht es um die vorgesehenen Streichungen von Einsparverpflichtungen für Bund und Länder.

Diese Verpflichtungen seien notwendig, um die Anforderungen der EU-Energieeffizienzrichtlinie (EED) umzusetzen, insbesondere die Vorgaben aus Artikel 8. Die Mitgliedstaaten sind demnach verpflichtet, geeignete Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz zu ergreifen, die über die Mindestanforderungen hinausgehen.

Nach Angaben der Deneff befindet sich der Entwurf derzeit noch in der Abstimmung innerhalb der Bundesregierung. Der Verband fordert weitere Anpassungen: „Der Entwurf sollte im weiteren Verfahren dringend nachgeschärft werden.“

Den Verfassern zufolge steht die Analyse vor dem Hintergrund politischer Zusagen, die Energiekosten für Haushalte und Unternehmen deutlich zu senken. Im Koalitionsvertrag hatten CDU und SPD angekündigt, eine dauerhafte Entlastung von mindestens fünf Cent pro Kilowattstunde herbeizuführen. Als Sofortmaßnahme sei eine Senkung der Stromsteuer auf das EU-Mindestmaß vorgesehen gewesen. Dann habe die Bundesregierung jedoch Haushalte von Stromsteuersenkung ausgeschlossen. Weitere Stellschrauben neben der Stromsteuer sind die Strompreisumlagen und die Netzentgelte.

Wie sich der Zuschuss des Bundes auf die Höhe der Netzentgelte auswirkt, müssen die Stromnetzbetreiber laut Gesetz auf ihren Internetseiten anhand typisierter Abnahmefälle darstellen. Den Verbraucherschützern zufolge fällt die Entlastung für Haushalte jedoch sehr unterschiedlich aus. Je nach Netzgebiet liege sie zwischen 7 und 26 Prozent. In absoluten Zahlen entspreche dies Einsparungen zwischen 18 und 109 Euro pro Jahr, im Durchschnitt rund 56 Euro. Damit bleibe die Entlastung deutlich unter den von der Bundesregierung in Aussicht gestellten 100 Euro jährlich.

Zugleich weisen die Verfasser darauf hin, dass eine Senkung der Stromsteuer auf das europäische Mindestmaß für Haushalte spürbar wirksamer wäre. Bei einem typischen Jahresverbrauch von 3.500 Kilowattstunden könne dies eine Entlastung von rund 68 Euro bringen und damit die durchschnittliche Wirkung der Netzentgeltreduktion übertreffen. Zudem hätte eine solche Maßnahme laut Marktcheck den Vorteil, bundesweit einheitlich zu wirken, während die Netzentgelte regional stark variieren.

Bei den Strompreisumlagen waren zum Jahreswechsel 2025/26 Anstiege zu verzeichnen. Damit sei ein Teil der Entlastung wieder aufgezehrt worden. Nach Berechnungen der Verbraucherschützer verbleibe dadurch im Durchschnitt nur noch eine Nettoersparnis von rund 46 Euro pro Jahr für Haushalte.

Besonders kritisch bewerten die Autoren die unterschiedliche Wirkung der Maßnahmen auf verschiedene Kundengruppen. Industriekunden würden deutlich stärker entlastet als private Haushalte. Während die Netzentgelte für die Industrie im Schnitt um etwa 25 Prozent sinken, liege die Entlastung für Haushalte nur bei rund 15 Prozent. Der finanzielle Vorteil für Unternehmen sei damit im Durchschnitt um 59 Prozent höher.

In ihrem Fazit schreiben die Verfasser, dass die bisherigen Maßnahmen das Ziel einer spürbaren Entlastung für private Haushalte verfehlen. Weder die Senkung der Netzentgelte noch eine isolierte Stromsteuersenkung reichten aus, um die angekündigten 5 Cent pro Kilowattstunde zu erreichen. Selbst eine Kombination beider Instrumente würde dieses Ziel in den meisten Regionen nicht erfüllen.

Aus Sicht des VZBV ist daher eine umfassendere Reform notwendig. Der Verband fordert laut Dokument insbesondere eine Absenkung der Stromsteuer für Haushalte sowie eine „spürbare“ Reduzierung der Strompreisumlagen, um eine nachhaltige und gleichmäßige Entlastung zu erreichen.

Die Analyse des Bundesverbands der Verbraucherzentralen mit dem Titel „Stromkosten: Ungleiche Entlastungen für Verbraucher:innen“ steht zum Download zur Verfügung.

Im Koalitionsvertrag hatten CDU und SPD angekündigt, die Stromsteuer für alle Verbraucher auf das europäische Mindestmaß zu senken, denn Ziel sei es, eine schnelle Entlastung von mindestens 5 Cent/kWh zu erreichen. Dann aber ruderte die Bundesregierung zurück: Die Senkung gilt nun lediglich für produzierende Unternehmen und die Land- und Forstwirtschaft.

„Wir stehen an einem entscheidenden Punkt für die deutsche Wirtschaft“, so die Verbände im Wortlaut. Die Ankündigung der Bundesregierung, umfassende Reformen auf den Weg zu bringen und Arbeitnehmer wie Betriebe spürbar entlasten zu wollen, trifft bei ihnen auf ausdrückliche Zustimmung. „Doch was wir derzeit in der steuerpolitischen Debatte zum angekündigten Reformpaket erleben, konterkariert diese Ziele auf fatale Weise“, heißt es weiter.

Die aktuell debattierte Gegenfinanzierung durch Anhebung der Mehrwertsteuer von 19 auf 21 Prozent sein ein „wirtschaftspolitischer Irrweg“. Er konterkariere, das Bemühen, den Binnenmarkt und den Konsum in Deutschland anzukurbeln.
„Unsere Unternehmen ächzen unter einer beispiellosen Gesamtbelastung aus gestiegenen Arbeits- und Energiekosten sowie erdrückender Überregulierung“, so die Verbände. Und weiter: „Halbherzige Kompromisse und neue Belastungen auf Kosten der Wirtschaft und der Verbraucher sind inakzeptabel. Die wahren Hebel für spürbare Entlastungen liegen längst auf dem Tisch.“ Dazu gehöre neben einer Begrenzung der Lohnnebenkosten, einem Abbau staatlicher Überregulierung eben auch die Senkung der Stromsteuer auf das europäische Mindestmaß.

Derzeit zahlt ein gewerblicher nicht-produzierender Betrieb in Deutschland den vollen Stromsteuersatz von 2,05 Cent/kWh. Allerdings hat die EU als Mindeststeuersatz für Strom für alle gewerblichen Nutzer 0,05 Cent/kWh vorgegeben.

Erst Ende März dieses Jahres hatten die Energieminister der Bundesländer in einer gemeinsamen Erklärung ebenfalls eine umfassende Senkung der Stromsteuer gefordert. Allerdings hatte Bayern die Erklärung nicht mitgetragen. Dort hatte es geheißen, das Sondertreffen der Minister sei zu kurzfristig anberaumt worden.

Am 10. April (wir berichteten) hat auch der Verbraucherzentrale Bundesverband eine Senkung der Stromsteuer – verständlicherweise vor allem für Haushalte – sowie eine „spürbare Reduzierung“ der Strompreisumlagen gefordert.

Absehbar werden im Rahmen einer sogenannten solventen Liquidation der Northvolt Drei Projektgesellschaft in der Nähe des schleswig-holsteinischen Heide im Sommer weitere bis zu 69 Millionen Euro an die staatliche Förderbank KfW zurückfließen. Zuvor muss erst eine emissionsrechtliche Genehmigung des nördlichsten Bundeslandes für die Baustelle rechtskräftig werden. „Für das Bundeswirtschaftsministerium und das Land Schleswig-Holstein hatte die Sicherung und Rückführung nicht verwendeter Steuergelder von Anfang an höchste Priorität. Damit wird ein Teil der eingesetzten Steuergelder gesichert“, hieß es aus dem Bundeswirtschaftsministerium. 

Northvolt wollte im Norden eine Gigafabrik mit rund 3.000 Arbeitsplätzen errichten und hatte dafür von der KfW eine Wandelanleihe über 600 Millionen Euro erhalten. Bund und Land bürgten jeweils zur Hälfte. Rund 330 Millionen Euro davon wurden verbaut oder für Käufe von Land und Maschinen eingesetzt. Auf dem Sperrkonto liegen zudem noch knapp 50 Millionen Euro, die nach dpa-Informationen allerdings bereits vorgesehen sind, um eine Insolvenz der deutschen Tochter von Northvolt zu verhindern.

Der Bund nutzte für die deutsche Northvolt-Tochter Restrukturierungsverfahren unterhalb der Insolvenzschwelle (Starug). Denn Northvolt Drei, wie das Projekt bei Heide heißt, war im Gegensatz zur schwedischen Muttergesellschaft nicht insolvent. Nach Angaben des Bundeswirtschaftsministeriums ist der Restrukturierungsplan gerichtlich in letzter Instanz bestätigt.

Darüber hinaus könnte durch die geplante Übernahme von Northvolt Drei durch das US-Unternehmen Lyten weiteres Geld in zweistelliger Millionenhöhe an Bund und Land fließen. Lyten will nach der schwedischen Muttergesellschaft auch die deutsche Northvolt-Tochter übernehmen. Die Gespräche mit dem Bund und der KfW dauern an.

Nach einem Treffen mit der schleswig-holsteinischen Landesregierung hatte Lyten-Chef Dan Cook angekündigt, zunächst mit rund 1.000 Arbeitsplätzen auf dem Gelände bei Heide zu planen. Dort plant das Unternehmen demnach die Produktion von Batterien für ein breites Anwendungsspektrum, darunter Verteidigung, stationäre Energiespeicherung, Mobilität und Elektrofahrzeuge.

EU als logistisches Rückgrat

Ebenso dokumentieren die Zahlen des Brüssler Think Tank Bruegel einen Anstieg der russischen LNG-Importe der EU im 1. Quartal gegenüber dem 1. Quartal des Vorjahres um 19 Prozent auf 6,54 Milliarden Kubikmeter Gas. Damit überschritt der Importumfang in einem Quartal erstmals die Schwelle von weit über 6 Milliarden Kubikmeter Gas. „Im fünften Jahr des Krieges gegen die Ukraine hält die EU Russlands arktischen LNG-Sektor weiter über Wasser. Yamal LNG ist auf eine kleine, spezialisierte Flotte und europäische Dienstleistungen angewiesen, um die Exporte am Laufen zu halten, und Europa stellt noch immer beides bereit“, erklärte der Leiter für Sanktionskampagnen Sebastian Rötters und mahnte, dass der Angriff auf den Iran nicht als Vorwand dienen dürfe und die EU ihre Abhängigkeit von Gas aufrechterhält.

Dass 97 Prozent der Exporte von Yamal LNG nach Europa gingen, ist laut Urgewald „strukturell bedingt und kein Zufall“, weil Europa „nicht nur ein Abnehmer, sondern das logistische Rückgrat des Projekts“ ist. Dezember bis Juni sei für die Schiffbarkeit der Arktisroute die schwierigste Zeit. Die vierzehn Tanker der Eisklasse Arc-7 müssten in europäischen Häfen zügig abgefertigt werden. Ohne den Zugang zu EU-Häfen würde die Produktion Yamals drastisch sinken.

Dokumente sollen Anschein erwecken

Ein schnelles Umleiten von Tankern nach Asien, wie es der russische Präsident Wladimir Putin im März ankündigte, ist unter dieser Maßgabe nicht zu bewerkstelligen. Ohne den Export in die EU würden die Einnahmen derart einbrechen, dass höhere LNG-Preismargen in Asien das nicht kompensieren könnten. Ebenso würden die längeren Transportwege und Logistikkosten negativ zu Buche schlagen. Das Festhalten am europäischen Markt ist folglich für Russland die beste Strategie, um aus der Blockade der Straße von Hormus und den ausgefallenen LNG-Lieferungen aus Nahost, vor allem aus Katar, Profit zu schlagen.

Um noch mehr LNG loszuschlagen, versucht Russland laut Bloomberg am 9. April, Engpässe auszunutzen, um das energiearme Südasien zum Kauf von Lieferungen aus seinen US-sanktionierten Anlagen zu bewegen. Letzte Woche seien über wenig bekannte Zwischenhändler in China und Russland derartige Lieferungen mit einem Rabatt von 40 Prozent auf den Spotpreis angeboten worden, ließen Informanten wissen, die anonym bleiben wollten. Verkäufer hätten erklärt, sie könnten Dokumente vorlegen, die den Anschein erwecken, die Lieferungen stammten aus nicht-russischen Ländern wie Oman oder Nigeria. Allerdings konnte Bloomberg nicht bestätigen, ob Lieferungen gekauft wurden.

Bislang ist China der einzige Abnehmer von russischem LNG, das US-Sanktionen unterliegt und mit Tankern der LNG-Schattenflotte verschifft wird. Der Transportweg hat sich nach einem mutmaßlichen Angriff auf die Arctic Metagaz im Mittelmeer Anfang März deutlich verlängert, da die Route über den Suez-Kanal als unsicher gilt. Dennoch dürfte Russland bestrebt sein, sein LNG in Asien selbst anzubieten, um nicht China das lukrative Asiengeschäft zu überlassen. Im ersten Quartal habe China die Rekordmenge von 1,31 Millionen Tonnen LNG umgeladen und weiter verschifft, berichtete Reuters Anfang April.

Die Vereinbarung wurde auf der Konferenz Windworks 2026 in Riga unterzeichnet, wie die Unternehmen mitteilen. Ziel ist es, Erzeugung, Infrastruktur und Nachfrage parallel zu entwickeln. Northern Energy soll dabei die Rolle des potenziellen Produzenten übernehmen, das BHC-Konsortium verantwortet die geplante Transportinfrastruktur. Abnehmer des grünen Wasserstoffs ist Sefe. 

Im Mittelpunkt steht nach Angaben der Partner die Verknüpfung des erneuerbaren Potenzials im Ostseeraum mit industrieller Nachfrage in Deutschland. Northern Energy verweist dabei auf sein Projekt CIS Liepaja in Lettland. In einer ersten Ausbaustufe soll dort die Produktion von rund 100.000 Tonnen grünem Wasserstoff pro Jahr möglich sein. Ein erheblicher Anteil davon ist für den Export nach Deutschland und in andere EU-Märkte vorgesehen.

 

Für den Transport soll der Baltic Sea Hydrogen Collector die Infrastruktur schaffen. Das Vorhaben ist bereits als „Project of Common Interest“ gelistet und erhielt nach Angaben des Konsortiums 15,3 Millionen Euro EU-Förderung für vorbereitende Arbeiten. Die Inbetriebnahme der Infrastruktur wird für den Zeitraum Anfang bis Mitte der 2030er-Jahre in Aussicht gestellt, vorbehaltlich des weiteren Projektfortschritts. 

Der Ansatz zielt auf den Aufbau eines Wasserstoffsystems im Ostseeraum, in dem Erzeugung, Transport und Nachfrage länderübergreifend aufeinander abgestimmt werden. Für Deutschland ist dies relevant, weil die nationale Wasserstoffstrategie und die Importstrategie ausdrücklich auf internationale Partnerschaften sowie den Aufbau von Transport- und Verteilinfrastruktur setzen. 

Im BHC haben sich Gasgrid Finland, Gascade und Copenhagen Infrastructure Partners (GIP) zur Entwicklung der Wasserstoff-Infrastruktur in Nord- und Zentraleuropa zusammengeschlossen.

Laut Mayer, der bei der E-Control die Überwachung der Einhaltung der Margenbegrenzungsverordnung zuständig ist, beliefen sich die durchschnittlichen Preisreduktionen im Zeitraum 1. bis einschließlich 9. April auf rund 10,5 Cent/Liter bei Diesel sowie 18 Cent/Liter bei Superbenzin. In diesen Werten sind sowohl die MÖSt-Senkung um 5 Cent/Liter sowie die Margenbegrenzung enthalten. „Was Diesel betrifft, waren die Preise in Österreich bis dato um etwa 5 Cent/Liter höher als in Deutschland. Nun liegen wir um etwa 5 Cent/Liter unter diesen“, erläuterte Mayer. 

Unterschiedlich hohe Senkungen 

Die stärksten Senkungen waren bei den 1.090 Kettentankstellen der sogenannten „Gruppe 1“ zu verzeichnen. Sie beliefen sich auf 18 Cent/Liter bei Diesel und auf 21 Cent/Liter bei Superbenzin. In der „Gruppe 2“, die die 884 Betreiber von jeweils mehr als 30 Tankstellen umfasst, lagen sie bei 5 Cent/Liter bei Diesel und bei 16 Cent/Liter bezüglich Superbenzin. 

Zur „Gruppe 3“ schließlich gehören 1.291 Unternehmen, die höchstens 30 Tankstellen betreiben. Sie sind von der Margenbegrenzungsverordnung nicht betroffen, unterliegen laut Mayer aber einen „gewissen Wettbewerbsdruck“. Rund die Hälfte von ihnen verfügt über nur eine einzige Zapfsäule und wird von E-Control daher nicht überwacht. Die andere Hälfte senkte die Dieselpreise im Durchschnitt um etwa 3 Cent/Liter und die Preise für Superbenzin um 10 Cent/Liter.

Vor dem Inkrafttreten der Verordnung am 1. April hatten die betreffenden Tankstellen, zu denen etliche Discounter gehören, meist günstigere Preise angeboten als Unternehmen der Gruppen 1 und 2. Dies ist laut Mayer nun kaum noch der Fall. Er kündigte an, in den kommenden Wochen die Gründe dafür eruieren zu wollen.

Die Branche insgesamt lobte er: „Die betroffenen Unternehmen kommen ihren Meldepflichten im Wesentlichen verlässlich nach. Die Zusammenarbeit funktioniert gut.“ 

Kurzfristige Reduktion 

Nach derzeitigem Stand läuft die Margenbegrenzungsverordnung indessen bereits am 30. April wieder aus. Grundsätzlich ist ihre Verlängerung um jeweils einen Monat möglich. Die MÖSt-Senkung wiederum gilt vorerst bis Jahresende. Wie die Unternehmen nach einem Auslaufen der Margenbegrenzung reagieren werden, ist laut Mayer schwer abzusehen. Ihm zufolge würden diese möglicherweise wieder zu ihren vorigen Kalkulationsverfahren zurückkehren. 

Aus Kreisen der Kraftstoffbranche hieß es gegenüber der Redaktion, die Regierung habe für mutmaßlich recht kurzfristige Preisreduktionen eine „ziemlich komplexe Maschine“ ins Werk gesetzt. Andererseits sei das sich eventuell abzeichnende Ende des Kriegs am Persischen Golf „natürlich erfreulich“.

 
Der Krieg im Iran hat für einen deutlichen Anstieg der Kraftstoffpreise gesorgt: Am 7. April 2026 kostete ein Liter Super E10 durchschnittlich 218,8 Eurocent in Deutschland. Schon im Laufe des Jahres 2022 fand aufgrund des Russland-Ukraine-Krieges ein starker Preisanstieg statt, der zum Ende desselben Jahres wieder abflachte. Nachdem der Preis über das Jahr 2024 hinweg tendenziell gesunken war, verteuerte er sich zum Beginn des Jahres 2025 durch die zum 1. Januar beschlossene Erhöhung der CO2-Abgaben für fossile Brennstoffe.

Das Ergebnis: Intelligente Wärmepumpen zeigen grundsätzlich Potenzial für ein künftiges Engpassmanagement im Stromnetz, so TransnetBW in einer Mitteilung. 

Bei dem Pilotprojekt wurden mehr als 100 Wärmepumpen von Haushaltskunden im realen Heizungsbetrieb in die Systeme der Übertragungsnetzbetreiber eingebunden und über einen Zeitraum von fast drei Jahren erstmals getestet. Dazu passte Viessmann die Steuerung der Anlagen so an, dass sich der Stromverbrauch zeitlich verschieben lässt. Auf diese Weise kann beispielsweise das Abregeln von Überschüssen aus Wind- und Solarstrom reduziert werden. Zudem wurde nachgewiesen, dass sich Wärmepumpen technisch in das Engpassmanagement der Übertragungsnetzbetreiber einbinden lassen.

Viessmann übernahm dabei die Prognose, Aggregation und Steuerung der Wärmepumpen. Die Übertragungsnetzbetreiber wiederum testeten die technischen Abläufe sowie mögliche Schnittstellen zu den operativen Prozessen des Engpassmanagements.

Für die Umsetzung wurden die Wärmepumpen der teilnehmenden Haushalte über die Viessmann-Cloud zu virtuellen Pools aggregiert. Auf dieser Basis erstellte das Unternehmen Prognosen zu Lastverläufen und Flexibilitätspotenzialen, die an die Übertragungsnetzbetreiber übermittelt wurden. Die darauf ermittelten Flexibilitätspotenziale wurden von Viessmann wiederum als Steuerbefehle an die einzelnen Wärmepumpen übermittelt.

Kein Komfortverlust für die Haushalte

Der Datenaustausch erfolgte über die Equigy-Crowd-Balancing-Plattform. Dabei handelt es sich um eine Initiative europäischer Übertragungsnetzbetreiber, die eine europaweit harmonisierte Einbindung dezentraler Flexibilitäten in die Systemdienstleistungsmärkte ermöglichen soll.

„Mit ViFlex zeigen wir, dass Wärmepumpen im Wohngebäudebereich vollautomatisch und ohne Komfortverlust für unsere Kunden flexibel gesteuert werden können. Dadurch können zahlreiche Haushalte noch einfacher einen Teil zur Energiewende beitragen und gleichzeitig aktiv die Netze stabilisieren“, sagt Janosch Balke, Product Manager Energy Services bei Viessmann Climate Solutions.

Damit diese Potenziale künftig großflächig genutzt werden können, sind den Projektpartnern zufolge Anpassungen im regulatorischen Rahmen notwendig. Konkret wird vorgeschlagen, den bestehenden kostenbasierten Redispatch 2.0 um einen marktbasierten Ansatz für kleinteilige, dezentrale Flexibilitäten zu erweitern und zu einem hybriden Redispatch 3.0 weiterzuentwickeln.

Ein solcher Ansatz könnte es ermöglichen, dass Haushalte mit Wärmepumpen, Heimspeichern oder Elektrofahrzeugen freiwillig und diskriminierungsfrei am Engpassmanagement teilnehmen und so zur Stabilität der Netze beitragen.

Ob Hochspannungsanlagen, Batterieproduktion oder Offshore-Windparks: Beschäftigte in elektrifizierten Industrien sind zunehmend neuen und komplexeren Gefahren ausgesetzt. Neben klassischen Risiken wie Stromschlägen treten verstärkt Störlichtbögen, Explosionen, extreme Temperaturen sowie chemische Gefahren auf. In der Batterieproduktion oder beim Ausbau der Ladeinfrastruktur können Energieniveaus entstehen, die ohne geeignete Schutzmaßnahmen lebensbedrohlich sind. Besonders kritisch ist dabei die Kombination dieser Risiken. 

Gleichstrom als unterschätzte Herausforderung

Die verstärkte Nutzung von Gleichstrom als zentrale Technologie der Energiewende bringt zusätzliche Risiken wie Muskelkontraktionen bei direktem Kontakt und erhöhte Brandgefahr durch Wärmeentwicklung in Leitungen und Bauteilen. Diese neuen Rahmenbedingungen erfordern ein Umdenken im Arbeitsschutz: Schulung, Sensibilisierung und vor allem innovative persönliche Schutzausrüstung werden zum entscheidenden Faktor. 

Moderne Schutzkonzepte setzen auf fortschrittliche Materialien und Technologien, die mehrere Risiken gleichzeitig abdecken – ohne dabei Komfort und Bewegungsfreiheit einzuschränken. Ein Beispiel dafür ist die markengeschützte PYRAD-Technologie der Marke GORE-TEX. Sie basiert auf einem intelligenten Materialaufbau, der sich bei extremer Hitzeeinwirkung durch eine plötzliche Flamme oder einen lebensgefährlichen Störlichtbögen in eine stabile Verkohlungsschicht verwandelt. Dadurch wird der Wärmefluss effektiv reduziert und die Haut zuverlässig geschützt. 

Die Marke GORE-TEX baut die innovative Technologie kontinuierlich für unterschiedliche Einsatzbereiche und Witterungsverhältnisse aus. Sie ist die neue PYRAD Generation by GORE-TEX LABS mit 320 g/m² die leichteste Klasse-2-Störlichtbogenschutz-Technologie in einlagiger Konstruktion. Schutzbekleidung mit dieser Technologie ist bis zu 45 Prozent leichter als vergleichbare PSAgS und ist besonders für warme Tage und Innenräume geeignet. Erste Outfits von Van Heurck, Iturri und BSD mit dieser Innovation sind seit 2025 auf dem Markt. 

 

Dabei existieren längst konkrete Anwendungsfelder, in denen KI unmittelbar wirksam wird. Das intelligente Dokumentenmanagement ist eines davon. Trotz jahrelanger Digitalisierungsinitiativen stehen Energieversorger, Netzbetreiber und Anlagenbauer noch immer vor denselben Herausforderungen. Dokumente sind auf isolierte Systeme verteilt, manuelle Prozesse erzeugen Fehler und Medienbrüche, und die Integration bestehender SAP-, CRM- oder CAD/BIM-Landschaften erfordert aufwendiges Customizing.

Fabasoft Approve setzt genau hier an: Die Software verbindet ganzheitliches Dokumentenmanagement mit integrierter KI. Ein System, das direkt in bestehende Geschäftsprozesse eingreift und Daten aus unterschiedlichsten Quellen kontextbezogen bereitstellt. Die Dokumentenverwaltung wird zur intelligenten Arbeitsumgebung mit vier konkreten Use Cases, die den Unterschied verdeutlichen.

Technische Zusammenhänge auf Knopfdruck: Interactive Exploded View
 Wer in Konstruktion, Projektmanagement oder technischem Vertrieb arbeitet, kennt das Thema: In einer technischen Zeichnung findet sich eine Materialnummer, doch Bestellinformationen, Spezifikationen oder Prüfdaten liegen in einem völlig anderen System. Die Folge sind Zusatzrecherchen, Rückfragen und verlorene Zeit. Die „Interactive Exploded View“ von Fabasoft Approve löst dies durch eine direkte Verknüpfung. Ein Klick auf die Materialnummer öffnet unmittelbar die vollständige 360-Grad-Sicht auf das Bauteil, inklusive Metadaten, Bestellpositionen und kontextbezogener Dokumente. Zusätzliche Systemwechsel entfallen und relevante Informationen sind genau dort verfügbar, wo sie gebraucht werden.

Vom Informationssilo zur Single Source of Truth: Die 360-Grad-Sicht

Im Anlagenbau ist die Informationsfragmentierung besonders ausgeprägt. Technische Zeichnungen liegen im Dokumentenmanagementsystem, kaufmännische Daten in SAP, Qualitätsprotokolle in einem weiteren Tool. Ein konsistenter Überblick über Projekte, Anlagen oder einzelne Komponenten und damit auch eine fundierte Entscheidungsgrundlage sind kaum möglich.

Die 360-Grad-Sicht in Fabasoft Approve führt diese Informationen in einem zentralen Dashboard zusammen. Die KI analysiert Dokumente semantisch und gleicht sie mit dem Unternehmenswissen ab. Kraftwerk-Kennzeichensysteme (KKS) werden automatisch erkannt und mit Metadaten wie Bestellpositionen oder Materialnummern verknüpft. Qualitätsmanager:innen erhalten eine ganzheitliche Perspektive, ziehen Rückschlüsse aus früheren Abweichungen und leiten proaktive Maßnahmen ein. Das Ergebnis ist eine zuverlässige Single Source of Truth als Grundlage für belastbare Entscheidungen über System- und Abteilungsgrenzen hinweg.
 

Antworten in wenigen Sekunden: KI-Chat

Anlagendokumentationen für Kraftwerke oder Transformatoren umfassen regelmäßig mehrere tausend Dokumente. Die gezielte Suche nach konkreten Informationen in Wartungshandbüchern oder Prüfplänen kostet erheblich Zeit, was im Serviceeinsatz vor Ort, wo schnelle Antworten zählen, besonders kritisch ist.

Der KI-Chat von Fabasoft Approve schafft direkten Zugang zu diesen Inhalten. Techniker:innen befragen einzelne Dokumente oder ganze Sammlungen in natürlicher Sprache und erhalten sofort präzise Antworten, ohne aufwendige Suchfilter oder Systemkenntnisse. Ein abgestuftes Berechtigungssystem stellt sicher, dass ausschließlich autorisierte Personen Zugriff auf relevante Inhalte haben.
 
Besonders hervorzuheben ist, dass die KI in Fabasoft Approve mandantenrein konzipiert ist. Sie lernt ausschließlich aus den Daten des jeweiligen Unternehmens und hat keine Verbindung zum Internet. Wissen und sensible Inhalte bleiben vollständig geschützt und werden nicht an andere Organisationen weitergegeben.

Vom unstrukturierten Dokument zum nutzbaren Wissen: KI-Formulare

Bestellunterlagen, technische Zeichnungen, Ausschreibungsdokumente – ein Großteil der relevanten Informationen in der Energiewirtschaft liegt unstrukturiert vor. Die manuelle Übertragung in digitale Systeme bindet wertvolle Kapazitäten und ist fehleranfällig. Bei komplexen Ausschreibungen mit Hunderten technischer Merkmale wird dieser Prozess schnell zum Engpass.

Die KI-Formulare in Fabasoft Approve automatisieren diesen Prozess. Die KI extrahiert Metadaten aus verschiedenen Quellen und überführt sie direkt in strukturierte, digitale Formulare. Anwender:innen können diese mit vertrauten Funktionen wie Filtern, Gruppieren oder Berechnen überarbeiten. Bei Anforderungskatalogen beantwortet die KI Fragen automatisch und hinterlegt die Quelldokumente, was für maximale Transparenz und Nachvollziehbarkeit sorgt.

Auch bei späteren Revisionen unterstützt das System aktiv: Es macht Abhängigkeiten sichtbar, kennzeichnet Änderungen gegenüber früheren Versionen und generiert passgenaue Vorschläge für Angebote oder Projektpläne, die Mitarbeitende lediglich prüfen und freigeben. So werden unstrukturierte Dokumente systematisch in strukturiertes, nutzbares Wissen transformiert, und die Projektabwicklung entlang der gesamten Energieinfrastruktur nachhaltig beschleunigt.

Jetzt handeln statt planen

Die Energiebranche hat erkannt, dass KI ein entscheidender Wettbewerbsfaktor ist. Was fehlt, ist der Schritt von der Planung in die Praxis. Fabasoft Approve bietet dafür eine erprobte Grundlage: konkrete Use Cases, nahtlose Integration in bestehende Systemlandschaften und ein KI-Modell, das Unternehmenswissen schützt, statt es preiszugeben. Der Weg von Datenchaos zu messbarer Effizienz beginnt nicht mit einem neuen Strategiepapier. Er beginnt mit der richtigen Software.

 
Autor
Andreas Dangl ist Entrepreneur und Geschäftsführer der Fabasoft Approve GmbH. In seiner Funktion unterstützt er Unternehmen aus der Industrie bei der Einführung von KI-gestütztem Dokumenten- und Qualitätsmanagement.
www.fabasoft.com/approve

Erwähnung finden im Rückblick auf das Geschäftsjahr auch der unternehmensweite Ausbau der Digitalisierung, das Richtfest für die neue Service-Halle am Firmensitz in Dauerthal (Brandenburg) sowie die Eröffnung eines neuen Büros im niedersächsischen Edemissen. Die Inbetriebnahme des Wasserstoffwerks Wensickendorf, für das der erste Spatenstich erfolgte, ist für Ende 2026 geplant. Von hier aus soll die Heidekrautbahn mit Wasserstoff versorgt werden.

35.000 MW Projektpipeline

Zum neuen Geschäftsjahr hat Enertrag auch seinen Vorstand neu aufgestellt. Tobias Bischof-Niemz, der als Vorstand für Projekte International & Technologie zur Expansion und zur Weiterentwicklung zentraler Wasserstoffprojekte beigetragen habe, verlasse das Unternehmen auf eigenen Wunsch zum 31. Mai 2026, um sich neuen beruflichen Aufgaben zu widmen, heißt es in der Mitteilung. Gunar Hering, CEO von Enertrag, erklärte dazu: „Dr. Bischof-Niemz hat in seiner Zeit für Enertrag Außergewöhnliches geleistet. Mit seiner Klarheit im Denken und seiner Gestaltungskraft hat er unser Unternehmen entscheidend vorangebracht.“

Seit dem 1. April 2026 führt ein dreiköpfiger Vorstand mit klarer Aufgabenverteilung das Unternehmen: CEO Gunar Hering, der 2023 als „Energiemanager des Jahres“ - ein Preis, der von E&M initiiert wurde und von der Kanzlei Becker Büttner Held, der Beratungsgesellschaft m3 sowie dem Nachrichtendienst MBI mitgetragen wird - ausgezeichnet wurde, verantwortet das Projektgeschäft. Anne Bendzulla (COO) ist für Erzeugung, Engineering und Projektumsetzung zuständig und Simon Hagedorn (CFO) für Finanzen, Energiewirtschaft und das kommerzielle Projektgeschäft. 

Enertrag arbeitet in neun Ländern an Wind-, Solar-, Speicher- und Wasserstoffprojekten. Die Projektpipeline gibt das Unternehmen mit 35.000 MW an.

Der Blick auf die langfristige Entwicklung, so Alemany, zeige ein solides Ergebnis und unterstreiche die Fähigkeit des Unternehmens, die Energie- und Wärmewende verlässlich voranzubringen. „Wir bleiben klar auf Kurs und setzen weiter auf die Erneuerbaren. Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit sind kein Widerspruch.“

Anja Ritschel, die Wirtschafts- und Umweltdezernentin der Stadt Hannover, hob ebenfalls die Bedeutung der erneuerbaren Energien hervor. Die aktuellen Krisen würden zeigen, dass sie die richtige Antwort seien und zu mehr Versorgungssicherheit und Resilienz führen. Bei diesem Thema herrsche auch Einigkeit im Aufsichtsrat des Energieunternehmens.

Als vollintegriertes Unternehmen können man Flexibilitäten und Systemintelligenz gezielt einsetzen und Effizienz, Stabilität und Versorgungssicherheit verbinden, erklärte Alemany. Das stärke die Resilienz des Wirtschaftsstandorts Deutschland. Für das Jahr 2026 erwartet die CEO weiterhin schwierige politische Rahmenbedingungen.

Vorreiter bei der Wärmewende

Die Bilanzzahlen von 2025, dem 200. Jubiläumsjahr des kommunalen Versorgungsunternehmens aus Hannover, erläuterte Marc Hansmann, Vorstand für Finanzen und Infrastruktur. Im Einzelnen ging er dabei auf die Investitionen ein. So wurden im vergangenen Jahr rund 200 Millionen Euro in Windkraft- und Photovoltaik-Ausbau gesteckt, 200 Millionen Euro in die Wärmewende und 150 Millionen in den Netzausbau. Da gehe es schließlich mittlerweile nicht nur um Leitungen, sondern auch um Digitalisierungsmaßnahmen. In den kommenden Jahren werde man in diesem Bereich noch mehr Geld in die Hand nehmen, kündigte Hansmann an. 

Besonders hob der Finanzvorstand die Erfolge bei der Wärmewende hervor. Während das Unternehmen bei der Stromerzeugung aus Wind und Sonne mit 60 Prozent etwa im Bundesdurchschnitt liege, habe man den Anteil bei der Wärme von 27 auf fast 32 Prozent steigern können. „Damit sind wir Vorreiter der Wärmewende in Deutschland“, freute sich Hansmann. Dabei sei der Kohleausstieg noch gar nicht abgeschlossen. Ein erster Schritt erfolgte durch die Abschaltung von Block 1 des Kohlekraftwerks. Er wird seit Ende Februar durch ein Biomasseheizkraftwerk ersetzt, in das Enercity 195 Millionen Euro investiert hat. Block 2 soll 2028 stillgelegt werden. Beim Fernwärmeausbau kamen 2025 zehn Kilometer neue Trassen dazu.

Nachhaltige Finanzierung 

Um eine stabile finanzielle Grundlage für die großen Investitionen zu haben ist das Eigenkapital des Gesamtkonzerns gegenüber dem Vorjahr um 57 Millionen Euro auf 1,26 Milliarden Euro gesteigert worden, ein Zuwachs von rund fünf Prozent. „Damit haben wir unser Eigenkapital in den vergangenen fünf Jahren mehr als verdreifacht. Zusätzlich konnten wir 2025 gemeinsam mit der Landeshauptstadt Hannover einen Konzernkredit vereinbaren – als eines der ersten kommunalen Energieunternehmen in Deutschland”, erklärte Finanzvorstand Hansmann. Der innovative Konzernkredit sei ein wichtiger Baustein für eine nachhaltige Finanzierung.

Auch hier kommt wieder die Wärmewende ins Spiel: Durch den Kredit sollen vor allem auch die hohen Investitionen in die Wärmewende von 1,5 Milliarden Euro bis 2040 und in das Stromnetz von 2 Milliarden Euro bis 2035 ermöglicht werden.
 

Kennzahlen Enercity

	2025	2024	Abweichung
Umsatzerlöse	6,22 Mrd. Euro	7,36 Mrd. Euro	-15,5 %
Ebitda	478 Mio. Euro	589 Mio. Euro	-18,9 %
Ebit	219 Mio. Euro	389 Mio. Euro	-43,6 %
Investitionen	653 Mio. Euro	625 Mio. Euro	4,4 %
Mitarbeiter	3.983	3.689	8,0 %

Quelle: Enercity

Die Zahl der Beschäftigten stieg 2025 konzernweit auf knapp 4.000. „Wir sehen eine hohe Dynamik im Arbeitsalltag, sich schnell ändernde Rahmenbedingungen und neue Anforderungen an die Unternehmenskultur. Digitalisierung und der zunehmende Einsatz künstlicher Intelligenz versetzen uns in die Lage, Prozesse effizienter auszurichten und flexibler auf neue Anforderungen zu reagieren“, erklärte Eefje Pompen, Personalvorständin von Enercity. Durch gezielte Qualifizierung, lebenslanges Lernen und moderne Formen der Zusammenarbeit will sie Enercity „zukunftsfähig aufstellen“.

„Die Energiewende schreitet im Netzgebiet rasant voran – und wir investieren weiter auf hohem Niveau, um erneuerbare Energieanlagen, Speicher, Wärmepumpen und Elektromobilität zuverlässig zu integrieren. Versorgungssicherheit zählt dabei zu den wichtigsten Erwartungen unserer Netzkunden“, erklärte Kai Richter, kaufmännischer Geschäftsführer von Mitnetz, bei der Vorstellung der Zahlen.

Fokus auf Resilienz immer wichtiger

Zwischen Dezember 2024 und Dezember 2025 wurden rund 27.000 neue Photovoltaikanlagen, mehr als 60 Windenergieanlagen und 10.000 Speichermodule ins Netz integriert. Parallel steigt die Nachfrage: Ende Januar 2026 lagen rund 3.100 Anschlussanfragen mit einem potenziellen Leistungsbedarf von rund 124.000 MW aus Industrie und Gewerbe sowie für Rechenzentren und Batteriespeicher vor. Die installierte Gesamtleistung der erneuerbaren Energien im Netzgebiet erreichte 2025 rund 13.600 MW, ein deutlicher Zuwachs im Vergleich zu den Vorjahren. 

„Die Nachfrage nach Netzanschlüssen bleibt auf einem historisch hohen Niveau. Unsere Netze müssen dafür flexibel, digital und widerstandsfähig sein. Daher stärken wir 2026 nicht nur die Kapazitäten, sondern auch gezielt die Resilienz unserer Infrastruktur“, so Lutz Eckenroth, technischer Geschäftsführer bei Mitnetz. 

Trotz weiterhin hoher Einspeisemengen zeigt sich beim Netzbetrieb eine Stabilisierung: Die Zahl der Eingriffe sank 2025 leicht auf 1.179 Maßnahmen (Vorjahr: 1.277). Insgesamt wurden rund 192 Millionen kWh aus erneuerbaren Energien abgeregelt, was ungefähr einem Prozent der Gesamtleistung entspricht. Rund 74 Prozent davon gehen auf Anforderung des vorgelagerten Übertragungsnetzbetreibers zurück. Zudem verzeichnete der Verteilnetzbetreiber 3.644 Stunden mit Lastflussumkehr.

Um die Widerstandsfähigkeit der Infrastruktur weiter zu erhöhen, verstärke man gezielt die Resilienzmaßnahmen, so Eckenroth. Als Beispiele nannte er den Ausbau von Schutz- und Sicherungseinrichtungen, moderne Überwachungssysteme und digitale Lagebilder sowie schnellere Wiederherstellungsprozesse und regelmäßige Übungen für Mitarbeitende.

Smart Meter Rollout deutlich über Bundesniveau

Ein wesentlicher Baustein für den sicheren Netzbetrieb ist zudem die fortschreitende Digitalisierung. Dazu zählt der weitere Ausbau der digitalen Ortsnetzstationen, was Echtzeitüberwachung, fernsteuerbare Eingriffe und datenbasierte Netzausbauplanung ermöglicht. 2026 sollen rund 500 digitale Ortsnetzstationen dazukommen und 510 Trafostationen mit digitaler Technik ausgestattet werden. In den vergangenen Jahren hat Mitnetz 1.796 digitale Ortsnetzstationen und 595 Trafostationen mit digitaler Technik in Betrieb genommen. 

Auch beim Smart-Meter-Rollout liegt der Netzbetreiber über dem Bundesdurchschnitt: Im vierten Quartal 2025 waren rund 31 Prozent der Pflichteinbaufälle realisiert und gemeinsam mit den optionalen Einbaufällen lag der Wert bei 46,6 Prozent. Deutschlandweit wurden bei den Pflichteinbaufällen 23,3 Prozent verzeichnet. Damit nimmt Mitnetz nach eigenen Angaben Platz drei unter den größten Verteilnetzbetreibern ein.

Ihre Ausbildung absolvierte Delaney am Trinity College Dublin und an der Ecole Superieure de Commerce de Paris (ESCP). Außer Englisch spricht sie Deutsch, Französisch und Indonesisch. 

Delaney folgt Alfred Stern, der am 20. Mai vergangenen Jahres angekündigt hatte, für eine Verlängerung seines Mandats nicht zur Verfügung zu stehen. Bestellt wird Delaney vorerst für drei Jahre. Bei „beidseitigem Einvernehmen“ besteht laut einer Mitteilung der OMV die Möglichkeit der Vertragsverlängerung um zwei Jahre.

Delaney ist irische Staatsbürgerin und hat ihre derzeitige Position seit 1. Juli 2020 inne. Für BP ist sie seit bereits seit 1995 tätig. Unter anderem verantwortete sie die Operationen des Konzerns in Westafrika und war Finanzchefin für das Upstream-Geschäft in der Region Asia Pacific. Ihr unterstehen derzeit rund 50.000 Beschäftigte in 50 Ländern in den Bereichen Kraftstoffe sowie Bio- und Flugzeugkraftstoffe, in der E-Mobilität sowie in der Produktion von Schmierstoffen für die Industrie und für Fahrzeuge. Zum Vergleich: Die OMV hat insgesamt etwa 22.000 Beschäftigte.

OMV bezieht kein Gas mehr aus Russland

Erstmals stünde mit Delaney eine Frau an der Spitze eines führenden österreichischen Energiekonzerns. Dem Vorstand der OMV gehörten jedoch bereits mehrfach Frauen an, zuletzt die für das Chemiegeschäft zuständige Rumänin Daniela Vlad, die den Konzern per 28. Februar 2025 verließ. Die seinerzeit für Marketing & Trading verantwortliche Russin Elena Skvortsova ging am 31. Oktober 2022, laut einer Aussendung der OMV einvernehmlich. Als Nachfolgerin Alfred Sterns war Gerüchten zufolge zeitweilig unter anderem Christina Verchere im Gespräch, die Chefin der OMV-Tochter OMV Petrom. 

Nicht zum Zuge kam in Hinsicht auf die Nachfolge Sterns auch der bisherige Chef des Kunststoffkonzerns Borealis, Stefan Doboczky. Er wird, wie berichtet, Finanzvorstand des Polyolefinkonzerns Borouge International, den die OMV kürzlich mit der XRG gründete, der Investmentgesellschaft der Abu Dhabi National Oil Company (Adnoc). Sie besitzt 24,9 Prozent des österreichischen Konzerns. Personell gesehen, schließt sich hier gewissermaßen eine Art Kreis: Dem Vorstand der XRG gehört als Leiter des internationalen Chemiegeschäfts Rainer Seele an, der Vorgänger Sterns als Generaldirektor der OMV. Ob er, wie verschiedentlich kolportiert, in den Aufsichtsrat der Borouge International einzieht, steht zumindest offiziell noch nicht fest. 

Seele hatte die OMV Ende August 2021 vorzeitig verlassen. Ihm wurde zur Last gelegt, die OMV zu sehr auf die Partnerschaft mit dem russischen Gaskonzern Gazprom fokussiert zu haben. Kritisiert wurde insbesondere die Verlängerung eines Take-or-Pay-Vertrags bis 2040. Diesen kündigte die OMV am 11. Dezember 2024 nach monatelangen Streitigkeiten. Seit dem Auslaufen des russisch-ukrainischen Transitvertrags per 31. Dezember 2024 bezieht die OMV kein Gas mehr aus Russland. Die bis heute nicht unumstrittene verstärkte Ausrichtung des Konzerns auf das Chemiegeschäft hatte indessen bereits Seele eingeleitet.

Strom: Fast durch die Bank schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Der Montag wurde an der Börse mit 114,35 Euro je Megawattstunde in der Grundlast gehandelt. Am Donnerstag hatte der Freitag selbst im außerbörslichen Handel im Base 119,75 Euro und im Peak 52,50 Euro gekostet.
Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Montag mit 22,4 Gigawatt in etwa auf dem Niveau vom Freitag liegen. Für die darauf folgenden Tage werden Einspeiseleistungen zwischen 16 und 20 Gigawatt in Aussicht gestellt. Das US-Wettermodell geht aktuell von einer zumeist unterdurchschnittlichen Windstrom-Einspeiseleistung in den kommenden vierzehn Tagen aus. Die Temperaturen dürften zunächst im unterdurchschnittlichen Bereich liegen, ab dem 15. April werden dann Werte über dem saisonüblichen Mittel erwartet.
Am langen Ende verlor das Strom-Cal-27 bis zum Nachmittag 0,55 auf 89,70 Euro je Megawattstunde.

CO2: Schwächer haben sich die CO2-Preise am Freitag präsentiert. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,45 auf 73,29 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur 5,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 73,83 Euro je Tonne, das Tief bei 73,01 Euro.
Auch der CO2-Markt zeigte sich damit abwartend vor den anstehenden Verhandlungen zwischen den USA und Iran am Wochenende. Die Analysten von Vertis gehen davon aus, dass auch der Gasmarkt bei einer Öffnung der Straße von Hormus weiterhin mit einem im Vergleich zum Vorkrisenniveau reduzierten Angebot konfrontiert bleibt, da die physische Verfügbarkeit aus Katar eingeschränkt ist.
Sie nehmen an, dass eine Nachfrageschwäche im Industriesektor in den kommenden Wochen weitgehend durch einen Anstieg der Emissionen im Stromsektor kompensiert wird, da Erzeuger verstärkt auf CO2-intensivere Energieträger ausweichen.

Erdgas: Schwächer haben sich die europäischen Gasmärkte am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 1,600 auf 44,500 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um ebenfalls 1,600 auf 45,850 Euro je Megawattstunde nach unten.
Der Fokus der Marktteilnehmer richtete sich am Freitag laut den Analysten von der ING auf Gespräche zwischen einer US-Delegation und iranischen Vertretern. Während Donald Trump zunächst einen optimistischen Ton hinsichtlich einer Lösung des seit sechs Wochen andauernden Konflikts anschlug, drohte er später Teheran im Zusammenhang mit möglichen Gebühren für die Passage durch die Straße von Hormus, wodurch die geopolitische Risikoprämie hoch bleibt.
Selbst bei einer Wiederaufnahme des Transits durch die Straße von Hormus dürfte sich das Angebot nicht unmittelbar normalisieren. Die Förderung in Öl- und Gasfeldern wurde bereits reduziert, Raffinerien haben ihre Auslastung gesenkt oder Anlagen vorübergehend stillgelegt. Entsprechend könnten die Angebotsstörungen mehrere Wochen oder länger nachwirken.