Nach Einschätzung der Verbände kommt der Aufbau eines Wasserstoffmarktes in Deutschland und Europa langsamer voran als politisch geplant. Erneuerbarer und kohlenstoffarmer Wasserstoff könne derzeit preislich nicht mit fossilen Alternativen konkurrieren. Deshalb müsse die Politik bestehende Kostenfaktoren und Unsicherheiten zügig abbauen.

Hürden beseitigen

Als Hemmnisse nennen die Organisationen unter anderem europäische Vorgaben für den Strombezug, offene Fragen zu Netzentgelten sowie die aus ihrer Sicht notwendige Verlängerung der Strompreiskompensation. Vor allem aber bestehe weiterhin eine Finanzierungslücke zwischen den Herstellungskosten von Wasserstoff und der Zahlungsbereitschaft potenzieller Abnehmer. Solange diese Differenz nicht geschlossen werde, blieben Investitionsentscheidungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette aus.

Für die Hochlaufphase schlagen die Verbände daher ein zeitlich befristetes Fördermodell vor. Dieses soll staatliche CfD-Verträge mit Garantieinstrumenten verbinden. Ziel sei es, Erzeugung und Nachfrage gemeinsam zu adressieren und marktbasierte Lösungen zu fördern. Vorgesehen ist laut dem Appell ein wettbewerbliches Vergabeverfahren, bei dem interessierte Unternehmen Gebote für Förderverträge abgeben.

Aus Sicht der Initiatoren würde ein solches Modell sowohl Unternehmen als auch dem Staat mehr finanzielle Planbarkeit geben. Gleichzeitig könnten Anreize entstehen, die verbleibende Förderlücke möglichst gering zu halten. Die Verbände erwarten davon ein Signal für Investitionen in Produktion, Transport und Nutzung von Wasserstoff.

Staatliche Bürgschaften

Ergänzend verlangen die Unterzeichner staatliche Bürgschaften und Versicherungen. Diese könnten Transportinfrastruktur absichern, Risiken für frühe Marktteilnehmer mindern und Produzenten in der Anfangsphase bei der Mengenabnahme unterstützen. Dadurch verbessere sich die Finanzierbarkeit von Projekten, argumentieren die Organisationen.

BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae erklärte, beim Wasserstoffhochlauf „fehle es weniger an Erkenntnissen als an Umsetzung“. Deutschland brauche Wasserstoff als Energieträger, Speichermedium und für die Sektorkopplung. Auch neue Gaskraftwerke, die noch in diesem Jahr ausgeschrieben werden sollen, benötigten perspektivisch bezahlbaren Wasserstoff. „Ein CfD-Mechanismus könne dabei den Weg ebnen“, so Andreae.

Appellunterzeichner

Zu den Mitzeichnern des Appells zählen nach Angaben der Initiatoren unter anderem der Deutsche Landkreistag, der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW), der Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV), die Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB Gas), der Verband „Die Gas- und Wasserstoff-Wirtschaft“, der Industriegaseverband (IGV) sowie der Verband der Chemischen Industrie (VCI). Die Erklärung begleitet die Eckwerte des Regierungsentwurfs für den Bundeshaushalt 2027.

Das Verbände-Papier zum H2-Markthochlauf steht im Internet bereit.

Laut den Initiatoren arbeiten Städte und Gemeinden bereits in vielen Bereichen an Projekten für Strom, Wärme, Mobilität und Klimaanpassung. Zahlreiche Vorhaben seien bereits umgesetzt, in Planung oder würden grundsätzlich auf Interesse stoßen. Gleichzeitig stoßen viele Kommunen bei der Realisierung an strukturelle Grenzen.

Kein Platz im Netz für Ökostrom

Als größtes Hindernis nennen die Befragten die Netzinfrastruktur. Fast jede zweite Kommune berichtet demnach über fehlende Kapazitäten im Verteilnetz. Weitere 39 Prozent sehen Engpässe bei Umspannwerken. Nur drei Prozent geben an, dass Netzanschlüsse kein Problem seien. 

Christian Porsch (Bürgerblock), Erster Bürgermeister von Speichersdorf in Niedersachsen, berichtete, dass seine Gemeinde gut gestartet sei mit Biogas und Nahwärmenetz. Auch ein kleines Windkraftprojekt konnte erfolgreich umgesetzt werden und führe dazu, dass jetzt Windvorrangflächen ausgewiesen werden konnten ohne Proteste. Das liege daran, dass Erträge nachweislich in die Gemeinde zurückfließen. „Wir haben bewiesen, dass unser eigenes Energiewendeprojekt sich in acht Jahren komplett refinanziert hat und jetzt stabile Einnahmen für die Kommune generiert“, warb Porsch für Eigeninitiativen.

Allerdings halte aktuell der Netzanschluss nicht Schritt und verlängere extrem die Umsetzung neuer Projekte. Die aktuellen Vorstellungen der Bundesregierung enthielten leider keine Lösungsansätze dafür, kritisiert er. Batteriespeicher sollten gesetzlich zu netzdienlichem Betrieb oder Steuerung durch den Netzbetreiber verpflichtet werden, dann gäbe es viel weniger Engpässe, schlug Porsch vor. Der Redispatchvorbehalt im aktuellen Netzpaketentwurf führe allerdings dazu, dass keine Projekte mehr von Banken finanziert werden, weil die Erträge nicht abschätzbar seien.
 
Energiewende kann Gemeindefinanzen helfen

Neben den Netzen belastet die finanzielle Lage viele Rathäuser. Rund 73 Prozent der Bürgermeister beschreiben ihre Haushalte als angespannt. Eigene Investitionen in Energieprojekte seien dadurch oft nur begrenzt möglich. Mehr als 63 Prozent der Befragten halten deshalb eine Pauschalförderung mit vereinfachter Kofinanzierung für den wirksamsten Hebel, um Projekte schneller umzusetzen.

Auch bestehende Förderinstrumente kommen laut Umfrage nicht überall an. So ruft nach Angaben der Autoren nicht einmal die Hälfte der Kommunen ihnen zustehende Zahlungen nach Paragraf 6 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ab. Fast 40 Prozent erklärten demnach, sie hätten davon noch nie gehört oder verfügten nicht über ausreichende Informationen. Paragraf 6 erlaubt es Betreibern von Wind- und Photovoltaikanlagen, finanzielle Beteiligungen an Kommunen zu zahlen

Zugleich zeigt die Befragung, dass Kommunen wirtschaftliche Chancen in der Energiewende sehen. Zwei Drittel der Standortgemeinden erzielen nach eigenen Angaben bereits Einnahmen aus Projekten mit erneuerbaren Energien, etwa über Gewerbesteuern, Pachtzahlungen oder Beteiligungen nach dem EEG. Für die Akzeptanz neuer Anlagen nennen die Bürgermeister vor allem direkte Vorteile für Bürger und Unternehmen. Dies könnten günstige Energiepreise oder eine finanzielle Beteiligung der Einwohner sein.

Kritisch fällt zudem das Urteil über die politische Kommunikation aus. Zwei Drittel der Bürgermeister sind der Meinung, dass die Kommunikation der Bundesregierung zur Energiewende negative Auswirkungen auf die Akzeptanz vor Ort habe. 

Anita Maaß (FDP), Bürgermeisterin der sächsischen Stadt Lommatzsch im Landkreis Meißen, sagt verlässliche und ermutigende Signale aus Berlin und den Landeshauptstädten würden helfen, die Menschen vor Ort mitzunehmen. „Wenn sich politische Vorgaben regelmäßig änderten, erschwert dies langfristige Planungen“, kritisierte sie.

Eingeladen zur Befragung waren alle deutschen Bürgermeister. Die 609 teilnehmenden Kommunen stehen für rund 10 Prozent der deutschen Haushalte. 

Die Studienergebnisse der Bürgermeisterbefragung 2026 stehen im Internet bereit.

Der Freistaat verzichtet nach dem neuesten Beschluss bei der Gesetzesnovelle auf sein eigenes Klimaziel und übernimmt kurzerhand die Vorgabe des Bundesgesetzes – und das nennt 2045 als Zielmarke. Für die Umsetzung per Klimaanpassungskonzepten sollen die Bezirksregierungen verantwortlich sein.

Wann das neue Klimagesetz in Kraft tritt, ist offen. Zunächst steht die Anhörung der zuständigen Verbände und im Anschluss die Abstimmung im Landtag an.

Rückblick: Ende 2022 hatte die Staatsregierung auf Drängen von Ministerpräsident Markus Söder (CSU) dem Freistaat ein Klimagesetz verordnet, welches sich ganz bewusst ambitioniertere Ziele für die Klimaneutralität setzte, als es etwa die Bundesregierung oder andere Bundesländer machten. Kritiker hatten schon damals moniert, dass das Ziel praktisch nicht umsetzbar sei.

Zurück zu 2026: Es sei richtig, das bayerische Klimaziel mit dem des Bundes zu verschränken, sagte Umweltminister Thorsten Glauber (Freie Wähler). Entscheidungen treffe man immer im „Hier und Jetzt“. Die Rahmenbedingungen hätten sich geändert, seit dem Ukraine-Krieg befinde man sich in einer Energiekrise. Die neue Zielzahl sei „sehr nah an der Ehrlichkeit“. Auch Staatskanzleichef Florian Herrmann (CSU) machte direkt den Ukraine-Krieg verantwortlich für das geänderte Klimaziel.

Seitens SPD, Grünen und Umweltverbänden hagelte es Kritik am neuen Klimaziel. „Mit diesem Kabinettsbeschluss schadet Markus Söder dem Ansehen, der Glaubwürdigkeit und der Zukunftsfähigkeit Bayerns“, sagte Stefan Krug, Leiter von Greenpeace Bayern.„Seine großen Worte und hehren Ziele hat der bayerische Ministerpräsident nicht einmal angefangen umzusetzen.“ Bayern falle nun ins klimapolitische Mittelmaß zurück.

CSU und Freie Wähler ordnen derzeit in ihrer Politik alles dem Ziel unter, die Wirtschaft wieder ans Laufen zu bekommen. Ohne funktionierende Wirtschaft gebe es überhaupt keinen Klimaschutz, so Herrmann. Anfang 2025 warf Wirtschaftsminister Hubert Aiwanger (Freie Wähler) Kritikern des verschobenen Klimaschutzziels gar „Scheinaufregung“ und „Scheinschockierung“ vor.

Jetzt hat die Kommission nachgelegt und den Spielraum der Mitgliedstaaten erweitert, damit diese die Folgen der Nahostkrise für die besonders betroffenen Sektoren zumindest teilweise ausgleichen können. Die Lockerung der Regeln gilt vorerst nur bis Ende des Jahres, könnte allerdings verlängert werden, wenn das Öl aus der Golfregion bis dahin nicht wieder fließt.

Gemeint sind in erster Linie die Landwirtschaft (wegen der gestiegenen Sprit- und Düngerpreise) und der Verkehrssektor aber auch die Elektrizitätswirtschaft. Für die ersten beiden Sektoren dürfen die Mitgliedstaaten bis zu 70 Prozent der Kostensteigerung ausgleichen, für kleine Betriebe, die bis Ende des Jahres nicht mehr als 50.000 Euro erhalten, gelten vereinfachte Nachweispflichten. Für energieintensive Betriebe, die bislang die Hälfte ihrer Stromkosten erstattet bekommen, kann die Kompensation bis Ende des Jahres auf 70 Prozent angehoben werden. Zusätzliche Investitionsverpflichtungen müssen sie dafür nicht eingehen.
 
Komplizierter wird es für die Energiewirtschaft. Hier gehe es darum zu verhindern, dass exzessive Ausschläge der Gaspreise auf die Strompreise durchschlagen, heißt es in der Begründung der Kommission: „Die jüngsten Spitzenpreise erfordern gezielte Maßnahmen, um eine erschwingliche Energieversorgung sicherzustellen.“

Die Mitgliedstaaten erhalten dafür mehr Spielraum, die Kommission will jedoch jeden Fall genau prüfen und verhindern, dass ihre Klimapolitik durch Krisenmaßnahmen unter die Räder kommt. Beihilfen für Kraftwerke müssen deswegen folgende Bedingungen erfüllen: Sie müssen klar definiert und zeitlich begrenzt sein, sie dürfen weder die Meritorder noch den grenzüberschreitenden Stromhandel beeinträchtigen, das Preissignal für Investitionen in „saubere“ Energie muss erhalten bleiben. Die Kompensation darf sich nur auf die Energiekosten, aber nicht auf die Kosten aus dem Emissionshandel beziehen. Die Verpflichtungen im Rahmen des ETS müssen im vollen Umfang erhalten bleiben. Die Gasbeihilfe muss degressiv sein und es muss sichergestellt sein, dass die erzielte Kostensenkung an die Verbraucher durchgereicht wird.

In der Zwischenzeit haben die Mitgliedstaaten längst gehandelt und eine ganze Reihe von Maßnahmen ergriffen. Nach einer Untersuchung der Denkfabrik Bruegel haben sie bislang rund 10,5 Milliarden Euro locker gemacht, um die Folgen der Nahostkrise für Unternehmen und Verbraucher abzufedern. Rund die Hälfte dieser Summe entfällt auf Spanien (5 Milliarden Euro oder 0,3 Prozent des spanischen Bruttoinlandproduktes), gefolgt von Deutschland (rund 1,6 Milliarden Euro) und den Niederlanden (1 Milliarde Euro).

Das meiste Geld werde nach dem Gießkannenprinzip verteilt, schreiben die Autoren. Wie in Deutschland haben auch die Spanier die Energiesteuern gesenkt, allerdings nicht nur auf Kraftstoffe, sondern auch auf Gas und Strom. Insgesamt gehen dafür mehr als 10 Milliarden Euro drauf. Wichtigstes Ziel der Maßnahmen: den Anstieg der Benzin- und Dieselpreise zu begrenzen.

Von der befristeten Senkung der Energie- und Mehrwertsteuern (8,3 Milliarden Euro) profitieren Unternehmen und Verbraucher gleichermaßen. Hinzu kommen gezielte Maßnahmen zur Entlastung der Unternehmen von 1,2 Milliarden Euro und der privaten Haushalte von 0,8 Milliarden Euro in insgesamt 11 EU-Staaten. Am präzisesten geht dabei die Regierung in Den Haag vor, die für die unterschiedlichsten Gruppen gewerblicher und privater Verbraucher neun verschiedene Subventionen anbietet.

Es handelt sich allerdings nur um eine begrenzte Zwischenbilanz. In Brüssel werden aufgrund der erneut gelockerten Vergabekriterien neue Anträge auf die Genehmigung von Beihilfen erwartet. Kommissionsvizepräsidentin Teresa Ribera hat zugesagt, zügig darüber zu entscheiden.

Von besonderem Interesse sind die Verhandlungen, die zwischen der Kommission und der Regierung in Rom darüber geführt werden, wie die italienischen Gaskraftwerke subventioniert werden dürfen. Dort denkt man darüber nach, den Kraftwerken die Kosten für den Emissionshandel zeitweise zu erstatten. Die Kommission hat jetzt klar gemacht, dass sie das verhindern will. Sie sieht in der Krise die Chance, die Dekarbonisierung wieder stärker in den Vordergrund zu rücken. Die Beihilfen könnten dafür ein Hebel werden.

Die Transportkapazität der Leitung wird mit drei bis vier Gigawatt angegeben. Deutschland und Dänemark haben für das Vorhaben gemeinsam mehr als drei Milliarden Euro zugesagt. Ziel ist es, dänische Produktionskapazitäten mit der Nachfrage der deutschen Industrie zu verbinden und fossile Energieimporte schrittweise zu ersetzen.

Als nächster Schritt gilt die verbindliche Buchung von Transportkapazitäten. Seit dem 19. März können Unternehmen entsprechende Kapazitäten reservieren. Voraussetzung für eine finale Investitionsentscheidung ist eine Mindestnachfrage von 500 MW. Die bisherigen Absichtserklärungen werden als erstes Signal für ein Marktinteresse gewertet. Für die Realisierung des Projekts ist jedoch entscheidend, dass weitere Unternehmen, insbesondere aus der deutschen Industrie, konkrete Buchungen vornehmen.

Ob die Pipeline tatsächlich umgesetzt wird, hängt damit maßgeblich von der weiteren Nachfrage ab. Ein zögerliches Verhalten könnte unmittelbare Folgen haben: Unternehmen laufen Gefahr, Fördermittel und Marktchancen nicht zu nutzen, während die Europäische Union den regulatorischen Rahmen für den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft weiter verschärft, heißt es weiter.

Andreas Wenzel, CEO der Deutsch-Dänischen Handelskammer, verweist auf die Bedeutung der bilateralen Kooperation. „Die enge deutsch-dänische Zusammenarbeit ist ein entscheidender Erfolgsfaktor für den Aufbau einer leistungsfähigen Wasserstoffinfrastruktur in Europa. Das Projekt zeigt, wie grenzüberschreitende Partnerschaft konkret zur Energiesicherheit und Wettbewerbsfähigkeit beitragen kann“, sagt Wenzel.

Laut VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing können Kooperationen Skaleneffekte und Effizienzgewinne ermöglichen, ohne die regionale Verwurzelung und Selbstständigkeit der Unternehmen zu gefährden. Sie seien damit ein geeignetes Instrument, um wirtschaftliche Potenziale zu heben und zugleich die lokale Verantwortung zu erhalten. Entscheidend sei, dass Unternehmen vor Ort frei über passende Modelle entscheiden könnten.

Die Studie untersucht die aktuelle Struktur der Verteilnetzbetreiber in Deutschland und benennt Hemmnisse sowie Erfolgsfaktoren für Kooperationen. Demnach bietet die historisch gewachsene dezentrale Netzlandschaft mehrere Vorteile. Dazu zählen Präsenz vor Ort, kurze Entscheidungswege, Kundennähe, regionale Wertschöpfung und eine höhere Resilienz.

Vorteile der Region nutzen

Liebing betont laut Mitteilung, gerade die kommunale Nähe sorge dafür, dass Netze bedarfsgerecht geplant und Bürgerinnen und Bürger entlastet würden. Diese Struktur dürfe auch angesichts geopolitischer Risiken und zunehmender Cyberangriffe nicht leichtfertig aufgegeben werden.

Gleichzeitig verweist die Untersuchung auf wachsende Herausforderungen für die Branche. Für Aus- und Umbau der Stromverteilnetze seien bis 2045 Investitionen von mehr als 235 Milliarden Euro erforderlich. Hinzu kämen steigende regulatorische Anforderungen, zunehmende Digitalisierung, hoher Fachkräftebedarf sowie mehrere parallel laufende Großinvestitionen. Viele Betreiber stießen dadurch an ihre Grenzen.

Als Antwort darauf nennt die Studie unterschiedliche Kooperationsfelder. Bereits heute gebe es Zusammenarbeit bei Digitalisierung und IT-Strukturen, beim Smart-Meter-Rollout, bei Netzanschlüssen, im Netzbetrieb sowie in der Netzplanung. Laut Gutachten sollten Unternehmen prüfen, welche Modelle zu ihren jeweiligen Strukturen passen, und daraus konkrete Vorhaben entwickeln.

Standardisierung nutzen

Ein zentrales Thema ist aus Sicht der Autoren die Standardisierung. Heinz-Werner Hölscher, Partner bei BET Consulting, erklärt laut Mitteilung, einheitliche Prozesse, Datenmodelle und Schnittstellen seien ein wesentlicher Schlüssel, damit freiwillige Zusammenarbeit wirksam werde und Systemkosten sinken könnten.

Nach Einschätzung der Autoren sind Standards auch dort notwendig, wo keine formalen Kooperationen bestehen. Nur mit einheitlichen Vorgaben ließen sich branchenweit Effizienzpotenziale heben, Skaleneffekte nutzen und neue Aufgaben wirtschaftlich bewältigen. Liebing sieht deshalb Politik, Regulierung und Verbände gleichermaßen in der Pflicht.

Der VKU fordert einen Rechts- und Regulierungsrahmen, der Kooperationen erleichtert und zugleich Investitions- sowie Planungssicherheit für Verteilnetze schafft. Wenn die Energiewende vor Ort effizient gelingen solle, müsse Zusammenarbeit einfacher werden, so Liebing. Nötig sei eine passgenaue Weiterentwicklung, die den jeweiligen Herausforderungen vor Ort entspreche, statt neuer Debatten über Zwangsfusionen oder Strukturreformen.

Die VKU-Studie VNB-Roadmap 2045 steht als PDF zum Download bereit.

Die Untersuchung im Auftrag der Kabelhersteller NKT und Prysmian betrachte erstmals den gesamten Lebenszyklus eines Netzausbauprojekts und gehe damit über die bislang häufig im Fokus stehenden reinen Investitionskosten hinaus, heißt es in einer Mitteilung von NKT.

Südwestlink soll Windstrom von Schleswig-Holstein nach Baden-Württemberg transportieren. Ein Technologiewechsel hin zu Freileitungen würde laut Studie eine erneute Planung erforderlich machen. Dadurch könne sich die Inbetriebnahme um mindestens vier bis sieben Jahre verschieben.

Diese Verzögerung hätte nach Angaben der Autoren unmittelbare wirtschaftliche Auswirkungen. Für jedes Jahr ohne die zusätzliche Netzkapazität entstünden demnach Mehrkosten von rund 180 bis 190 Millionen Euro. Ursache seien vor allem zusätzliche Redispatch-Maßnahmen, die notwendig würden, um Angebot und Nachfrage im Stromsystem auszugleichen. Über den gesamten Verzögerungszeitraum summierten sich die vermeidbaren Mehrkosten laut Studie auf bis zu 1,3 Milliarden Euro.

Inbetriebnahme im Jahr 2037 geplant

In der Version des Netzentwicklungsplans von 2023 wurde noch der Vorrang der Erdverkabelung angenommen. Die Inbetriebnahme wurde damals für 2037 avisiert.
Darüber hinaus stellt die Analyse verbreitete Annahmen zu den Kosten von Erdkabeln infrage. Während in der öffentlichen Debatte häufig deutlich höhere Investitionskosten gegenüber Freileitungen genannt würden, komme die Studie bei einer Betrachtung über den gesamten Lebenszyklus auf einen Mehrkostenfaktor von etwa zwei. Damit relativiere sich der Unterschied über die Betriebsdauer deutlich.

Neben den Kosten verweist die Studie auch auf weitere Aspekte wie Akzeptanz und Systemstabilität, die bei der Wahl der Übertragungstechnologie eine Rolle spielten. Entscheidend sei jedoch vor allem die Gesamtkostenbetrachtung über die Laufzeit, die durch Verzögerungen maßgeblich beeinflusst werde. Die Untersuchung hebt zudem die Bedeutung von Planungssicherheit für große Infrastrukturprojekte hervor. Ein Richtungswechsel könne nicht nur Zeitverluste verursachen, sondern auch zusätzliche Kosten, die sich vermeiden ließen.

Hintergrund der Debatte ist eine geplante Novelle des Bundesbedarfsplangesetzes, die in den kommenden Tagen im Bundeskabinett behandelt werden soll. Der Entwurf sieht eine stärkere Nutzung von Freileitungen vor. Die Studienautoren kommen jedoch zu dem Schluss, dass ein solcher Ansatz das Ziel einer Beschleunigung des Netzausbaus verfehlen könnte.

Das Bundesbedarfsplangesetz bezieht sich auf Vorhaben, „für die die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche Bedarf zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs“ festgestellt wurden. Eine Reihe von Projekten sind Gleichstrom-Vorhaben, für die ursprünglich eine vorrangige Umsetzung mit Erdkabeln vorgesehen war, einige davon sollten in Teilabschnitten unter der Erde realisiert werden.

Die zweite gesetzliche Grundlage für den Netzausbau ist das Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG). Dieses enthält Vorhaben auf der 380-kV-Ebene, die als „notwendig für die Energieversorgung in Deutschland“ eingestuft wurden und in der Zuständigkeit der Bundesländer liegen.

Die Studie von Frontier Economics ist derzeit nicht im Internet verfügbar.

Mit der Eröffnung veröffentlichte die Bundesregierung einen Aktionsplan zur Stärkung der maritimen Wirtschaft. Das Papier soll zentrale Maßnahmen für Häfen, Schiffbau, Offshore-Industrie und Lieferketten bündeln. Details zu einzelnen Finanzzusagen nannte die Bundesregierung zunächst nicht.

Reiche erklärte, die maritime Wirtschaft sei für den Industriestandort Deutschland, den Export und die Sicherheit des Landes von zentraler Bedeutung. Ohne stabile Lieferketten und sichere Seewege könne die Wirtschaft nicht funktionieren. „Deshalb braucht Deutschland eine leistungsfähige maritime Infrastruktur und moderne Technologien“, so die Ministerin. Die NMK findet seit dem Jahr 2000 im zweijährigen Rhythmus statt.

Bedeutung für Energieversorgung

Bundesverkehrsminister Patrick Schnieder (CDU) verwies auf die angespannte Lage an internationalen Handelsrouten. Mit Blick auf die Straße von Hormus werde deutlich, wie verletzlich die maritime Wirtschaft sei. Deutschland setze sich gemeinsam mit europäischen und internationalen Partnern für freie und sichere Schifffahrt und um faire und einheitliche Wettbewerbsbedingungen ein.

Niedersachsens Ministerpräsident Olaf Lies (SPD) bezeichnete die Konferenz als Signal für die Bedeutung der Küstenregionen. Häfen und Verkehrsinfrastruktur seien nicht nur für den Handel wichtig, sondern zunehmend auch für Energieversorgung und Verteidigungsfähigkeit. Niedersachsen wolle als Küstenland mit großen Häfen, Schiffbau und wachsender Offshore-Industrie Verantwortung übernehmen.

Neben klassischen Themen wie Hafenfinanzierung und Schiffbau rückt diesmal die Sicherheitslage stärker in den Vordergrund. Hintergrund sind wiederholte Vorfälle in Nord- und Ostsee, darunter beschädigte Leitungen, Drohnensichtungen über Häfen sowie Cyberangriffe auf kritische Infrastruktur. Vertreter der Branche erwarten deshalb Beschlüsse zum besseren Schutz maritimer Anlagen.

Viele Forderungen von Verbänden

Die Offshore-Windwirtschaft nutzt das Treffen für Forderungen an die Bundesregierung. Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) verlangte im Vorfeld klare Entscheidungen zur Finanzierung der Häfen, zur Sicherheit auf See und zu verlässlichen Ausschreibungsbedingungen für neue Windparks. Er sieht Deutschland im europäischen Vergleich im Rückstand.

Häfen wie Esbjerg in Dänemark, Ronne auf Bornholm oder Eemshaven in den Niederlanden hätten ihre Kapazitäten gezielt erweitert und übernähmen zunehmend Aufgaben, die ursprünglich auch für deutsche Standorte vorgesehen gewesen seien. Dies führe bereits heute zu einer Verlagerung von Aufträgen, industriellen Kapazitäten und Wertschöpfung ins Ausland, kritisiert der BWO.

Der Verband fordert deshalb eine verbindliche Klärung der Finanzierungsverantwortung zwischen Bund und Ländern. Zudem müsse ein konkreter Mechanismus für den Ausbau der Hafeninfrastruktur geschaffen werden. Als Lösung schlägt der BWO ein Sonderprogramm innerhalb der Gemeinschaftsaufgabe „Verbesserung der regionalen Wirtschaftsstruktur“ vor. 

Das Branchennetzwerk für Windenergie WAB forderte zudem mehr Tempo beim Netzausbau und bei Speicherprojekten.„Eine erneute Ausschreibung ohne Gebote muss vermieden werden, um einen Fadenriss in der Wertschöpfungskette zu verhindern“, mahnte WAB-Geschäftsführer Markus Nölke. Daher müsse die nächste Ausschreibung für Windkraft auf See noch in diesem Jahr erfolgen.

Für die Stiftung Offshore mahnte Geschäftsführerin Karina Würtz: „Entscheidend ist, dass die anstehende Reform des Wind-See-Gesetzes konsequent darauf ausgerichtet wird, dass Projekte nicht nur bezuschlagt, sondern auch tatsächlich realisiert werden.“ 

Nach Angaben des Zentralverbands der deutschen Seehafenbetriebe (ZDS) werden rund 60 Prozent der deutschen Im- und Exporte über den Seeweg abgewickelt. Laut Bundesregierung hängen bis zu 400.000 Arbeitsplätze direkt oder indirekt von der maritimen Wirtschaft ab. Entsprechend groß sind die Erwartungen der Branche an das Treffen in Emden.

Ziel des Projekts ist es, die Nutzung tiefer Geothermie als verlässliche Energiequelle wissenschaftlich zu untersuchen. Im Fokus steht kristallines Gestein in großer Tiefe, das ein hohes energetisches Potenzial für die Wärmeversorgung bietet. 

Die Bewertung des Standorts basiert auf umfangreichen Untersuchungen. Dazu zählen zwei Erkundungsbohrungen mit Bohrkernanalysen, geophysikalische Messprogramme sowie seismische Kampagnen mit Vibro-Trucks. Ergänzend wurde ein dreidimensionaler digitaler Zwilling des Untergrunds erstellt, der als Grundlage für weitere Analysen dient. 
 
Die Ergebnisse zeigen eine geologische Struktur mit mehreren Zonen.„Grob gesagt können wir drei Zonen unterscheiden: Der Granit im oberen Bereich ist recht gleichmäßig aufgebaut, zeigt aber zugleich ausreichend Klüfte und Veränderungen. Unter einer Übergangszone liegt metamorphes Gestein wie Gneis“, erklärt Professor Thomas Kohl vom AGW und Koordinator von GeoLaB. „Wir finden hier also klar definierte geologische Rahmenbedingungen, aber auch eine Komplexität, wie sie für kristalline Reservoire Europas typisch ist.“

Im geplanten Felslabor sollen Technologien zur Erschließung solcher Reservoirs unter realen Bedingungen erforscht werden. Die dabei gewonnenen Erkenntnisse sollen übertragbar auf geothermisch nutzbare Standorte in ganz Europa sein. 

In der nächsten Projektphase werden der genaue Standort für den Zugangsstollen sowie die erforderliche Infrastruktur im Untergrund und an der Oberfläche festgelegt. Weitere Bohrungen und geophysikalische Untersuchungen sind vorgesehen. Parallel läuft ein Monitoring zum Schutz von Trink- und Grundwasser. 

GeoLaB ist ein Forschungsprojekt der Helmholtz-Gemeinschaft zur Untersuchung tiefer Geothermie. Eine kommerzielle Nutzung der Erdwärme am Standort ist nicht geplant. Ziel ist es vielmehr, Grundlagen für eine langfristige und sichere Nutzung dieser Energiequelle in Europa zu schaffen.

Glauben ist nicht wissen. Trotz des viel versprechenden 3D-Abbildes, das den Westfalen inzwischen auf der Basis von 500 Terabyte an Daten vorliegt, bringt Markus Bieder das Restrisiko bei einem Gespräch mit Journalistinnen und Journalisten am 29. April in Erinnerung. In 20 Prozent aller Tiefenbohrungen in Deutschland, so lehre die Erfahrung aus anderen Bundesländern, schlage die Suche nach Tiefenwasser per Probebohrung fehl. Deswegen, so der Leiter Wärme- und Stromerzeugung beim Versorger, „gilt für uns weiter der Grundsatz: gründlich vor schnell“.

Also überstürzen die Münsteraner ihr weiteres Vorgehen nicht. Gleichwohl würden nicht wenige in der Stadt und beim kommunalen Versorger wohl gerne alsbald wissen, ob die bisherigen Investitionen am Ende Früchte tragen. Denn immerhin die Hälfte von bis dato ausgegebenen 12 Millionen Euro flossen aus eigener Tasche.

Standort für Bohrung und Heizwerk könnte am Stadthafen sein

Und die nächsten 5 Millionen Euro sind als Posten bereits einkalkuliert. Denn dieser Betrag wird für eine Bohrung fällig, die den Weg zum Thermalwasser weisen soll. Diese peilen die Stadtwerke für das Jahr 2028 an. Zuvor müssen sie einen geeigneten Standort gefunden haben, denn auf die Probebohrung folgt in der Nachbarschaft zumeist auch der Bau des Heizwerks, das aus der Temperatur des Wassers die Energie für das Fernwärmenetz auskoppeln soll.

Wenn es nach Markus Bieder und Carsten Lehmann, dem Geothermie-Projektleiter bei den Stadtwerken, geht, melden die Stadtwerke sich noch in diesem Jahr mit der finalen Entscheidung für die Bohrstelle wieder. Ein Favorit schält sich bereits heraus – nicht ganz überraschend handelt es sich dabei um eine Fläche, die der Versorger nicht erst umständlich anwerben muss. Fast in Rufweite zu Zentrale und Gaskraftwerk am Binnenhafen gehört den Westfalen noch eine Lager- und Parkfläche.

Dieses Areal spielte bereits eine Rolle, noch bevor die Stadtwerke im Jahr 2024 die Rüttellaster durch die Gegend schickten (wir berichteten). Dank der Daten aus dem Untergrund sind die Verantwortlichen nun zuversichtlich, dass die potenzielle Bohrstätte nicht zu weit entfernt von den vermutlich wasserführenden Schichten liegen dürfte.

Das Jahr 2027 wollen die Stadtwerke nutzen, um für die dann festgelegte Bohrstelle den Pfad in die Tiefe zu planen sowie einen Hauptbetriebsplan für das Heizwerk zu erstellen. Für diese Zeit kündigt sich Hilfe aus Krefeld an: Der Geologische Dienst des Landes NRW hat Münster für eine eigene Forschungsbohrung auserkoren, um exemplarisch das Potenzial der Geothermie für das Münsterland zu erkunden. Mit den Erkenntnissen daraus, so Carsten Lehmann, könnten die Stadtwerke möglicherweise noch feiner justieren, wohin die eigene Bohrung in der Tiefe führen soll.

Das schwarz-grüne Kabinett in Düsseldorf hat die Arbeit der Münsteraner ohnehin ganz oben in den Landesvorhaben zur Tiefengeothermie angesiedelt. In Nordrhein-Westfalen gibt es bis heute kein solches Heizkraftwerk, Bayern zum Beispiel ist auf diesem Gebiet um Längen voraus. Markus Bieder hofft daher, dass Münster weiter als „Leuchtturm“ für die Tiefenwärme in ganz NRW strahle.

Zwar gibt es mit der KfW-Bank und der Münchener Rückversicherung (Munich Re) zwei Institutionen, die das Risiko fehlschlagender Bohrungen zu einem wesentlichen Teil auffangen könnten. Doch allzu viele Fehlversuche wollen die Münsteraner sich nicht erlauben. Ob es im Zweifel eine zweite, wieder etwa 5 Millionen Euro teure Bohrung an anderer Stelle geben werde, wollte Markus Bieder daher weder in Aussicht stellen noch ausschließen.

„Aber natürlich haben wir einen Plan B“, sagte er bei der Vorstellung der Pläne. Der würde im schlechtesten Fall eine Abkehr von der Geothermie bedeuten – und damit, so Bieder, die Wärmewende in Münster teurer machen. Zu den verabredeten oder bereits verwirklichten Projekten Solarthermie und Großwärmepumpen müsste dann ein anderer dritter Baustein hinzukommen.

Die Geothermie als Säule der Fernwärme habe hingegen den klaren Vorteil, im Vergleich zum heute dominierenden Gas günstig zu sein und bei den Kosten kalkulierbar zu bleiben. „Riesige Preisschwankungen haben wir nicht“, so Markus Bieber. Und so setzt Münster weiter alle Hoffnungen darauf, künftig bis zu 50 Prozent der benötigten Fernwärme aus dem Untergrund speisen zu können. „Wir sind zuversichtlich“, so Markus Bieder.

Diese Entwicklung sei insbesondere auf die stark gestiegenen Handelsvolumina in den umsatzstärksten Geschäftsbereichen Strom und Erdgas zurückzuführen, heißt es von der EEX bei der Vorlage der Geschäftszahlen 2025. CEO Peter Reitz: „Wir konnten unser Volumen in bereits etablierten Märkten steigern und gleichzeitig die Liquidität in neuen und sich entwickelnden Märkten ausbauen, wie etwa im Stromhandel in Japan und in Nordeuropa.“

Die Volumina an den Stromhandelsmärkten der Gruppe stiegen 2025 um insgesamt neun Prozent auf über 13.000 Terawattstunden (TWh), wobei an allen Handelsmärkten in Europa, Nordamerika und Japan deutliche Zuwächse erzielt wurden. Die EEX Group festigte damit ihre Position als weltweit größte Stromhandelsplattform.

Die Zuwächse resultierten in einer deutlichen Erlössteigerung an den europäischen Strom-Spotmärkten der Epex Spot (106 Millionen Euro, +4 Prozent) und den europäischen Strom-Terminmärkten (211 Millionen Euro, +9 Prozent). Der Handel an der Nodal Exchange trug 46 Millionen Euro zu den Gesamterlösen bei (+11 Prozent).

Auch im Geschäftsfeld Erdgas konnten die Handelsvolumen deutlich ausgebaut werden, insbesondere an den europäischen Spot- (+18 Prozent) und Terminmärkten (+30 Prozent). Die Erlöse aus den europäischen Gas-Spotmärkten stiegen um 26 Prozent auf 89 Millionen Euro, während die Erlöse aus den Gas-Terminmärkten 38 Millionen Euro (+24 Prozent) beisteuerten. 

Reitz wies darauf hin, dass die EEX-Gruppe über die Jahre hinweg ihr Geschäft immer stärker diversifiziert und damit ihre Abhängigkeit von einzelnen Schlüsselmärkten reduziert habe. Das Börsengeschäft sei überdies sehr gut skalierbar, da einmal getätigte Investitionen auf eine wachsende Zahl von Börsenteilnehmern entfielen. Dadurch wachse mit zunehmender Teilnehmerzahl die Profitabilität.

Positives kann der CEO auch dem aktuell verstärkten Auftreten negativer Preise im Zusammenhang mit dem Ausbau der Solarenergie abgewinnen. Das Preissignal biete einen Anreiz für Stromverbraucher, in Flexibilität zu investieren. Solche Flexibilitäten nutzen etwa Batteriespeicher für ihr Geschäftsmodell, die derzeit einen Boom erleben.

Die Speicherbetreiber seien eine neue Teilnehmergruppe an der Börse mit spezifischen Bedürfnissen. Durch die Speicher könne die Anzahl negativer Preise vermindert werden. Allerdings hänge dies auch davon ab, wie schnell der Ausbau der Solarenergie voranschreite.

Zu den Auswirkungen des Irankriegs auf das Börsengeschäft sagte Reitz, dies beträfen vor allem das Öl und das Gasgeschäft, während die Strompreise relativ stabil geblieben seien. Man sei als Börse in der glücklichen Lage, keine Prognosen abgeben zu müssen, sondern könne auf die Einschätzungen der Marktteilnehmer verweisen. 

Überlegungen einer Aufspaltung der deutschen Strompreiszone erteilte Reitz erneut eine Absage. An der Börse seien Absicherungsgeschäfte mit zehn Jahren Laufzeit möglich. Dieses Geschäft würde einbrechen, wenn die Marktteilnehmer nicht darauf vertrauen könnten, dass die Preiszonen Bestand hätten.

Das bereinigte Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Ebit) lag in den ersten drei Monaten bei rund 17,21 Milliarden schwedischen Kronen, umgerechnet 1,6 Milliarden Euro. Im vergangenen Jahr lag die Zahl bei etwa 800 Millionen Euro. Das Betriebsergebnis stieg auf rund 2,2 Milliarden Euro (Q1/2025: 0,8 Milliarden Euro). Unter dem Strich erhöhte sich der Gewinn auf etwa 1,7 Milliarden Euro, nach rund 500 Millionen Euro im Vorjahr. 

Der Nettoumsatz ging hingegen zurück. Er sank auf rund 6 Milliarden Euro, nach etwa 6,3 Milliarden Euro im ersten Quartal 2025. Hintergrund seien vor allem geringere Absatzmengen im Stromkundengeschäft sowie Effekte aus Preisabsicherungen gewesen, heißt es aus Stockholm.

Beim operativen Ergebnis profitierte Vattenfall insbesondere von höheren Strompreisen in den nordischen Märkten. Diese lagen im Durchschnitt deutlich über dem Vorjahresniveau, unter anderem aufgrund kalter Witterung, geringer Windproduktion und niedriger Wasserstände. Gleichzeitig wirkten sich höhere Erzeugungsmengen aus Wasserkraft und Kernenergie positiv aus. 

Insgesamt stieg die Stromerzeugung im Quartal auf 29,9 Milliarden kWh, nach 27,1 Milliarden kWh im Vorjahr. Zuwächse verzeichnete der Konzern vor allem bei Wind-, Wasser- und Kernenergie. 

In allen Geschäftsbereichen verbesserte sich das Ergebnis. Besonders deutlich fiel der Anstieg in der Stromerzeugung aus. Aber auch die Segmente Wind, Vertrieb sowie Netze trugen zum Ergebniswachstum bei. 

Parallel setzte Vattenfall seine strategische Ausrichtung fort. Im ersten Quartal nahm das Unternehmen mehrere erneuerbare Anlagen in Betrieb, darunter einen Windpark mit 67 MW Leistung in Schweden. Zudem wurde eine neue 150-kV-Leitung in Nordschweden fertiggestellt. Der Verkauf des Vertriebsgeschäfts in Frankreich dient der stärkeren Fokussierung auf Kernmärkte. 

„Die jüngste Entwicklung auf den Energiemärkten zeigt erneut, dass die anhaltende Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen Gesellschaften anfälliger macht und zu höheren Energiekosten führt“, sagte Borg weiter. 

Vor dem Hintergrund geopolitischer Spannungen und volatiler Energiemärkte betont das Unternehmen die Bedeutung eines stabilen Energiesystems. Die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern erhöhe weiterhin die Anfälligkeit für Preisschwankungen und Versorgungsrisiken.

Die jetzige DAM wurde im Jahr 2005 in Magdeburg ursprünglich als „GETEC IT GmbH“ gegründet. Als Tochtergesellschaft der Getec Energie war die Gesellschaft anfangs dazu bestimmt, IT- und Prozessdienstleistungen innerhalb der Unternehmensgruppe bereitzustellen. Der Fokus des Unternehmens verlagerte sich jedoch zunehmend auf datenbasierte Prozess- und Abrechnungsservices. Im Jahr 2008 erfolgte die Umbenennung in Getec Daten- und Abrechnungsmanagement GmbH. 

„Die DAM hat sich in den vergangenen zwei Jahrzehnten von einer internen Service-Einheit zu einem eigenständigen, leistungsfähigen Dienstleister entwickelt“, teilte Cord Wiesner mit, Sprecher der Geschäftsführung der Getec Energie. 

Inzwischen verfügt das Unterenhmen über einen eigenen Kundenstamm außerhalb der Getec-Energie-Gruppe und bietet energiewirtschaftlicher Dienstleistungen an. Dazu zählen insbesondere Prozess- sowie Daten- und Abrechnungsservices, die auch als White‑Label-Lösungen für die Marktrolle „Energielieferant“ erbracht werden. 

Für Kunden und Geschäftspartner ergeben sich laut Getec keine Änderungen: Leistungen, Ansprechpartner sowie bestehende vertragliche Regelungen bleiben unverändert bestehen. Auch die Geschäftsführung der DAM bleibt unverändert und wird weiterhin von Geeske Döring und Michael Bremert wahrgenommen.

Im März ist die Marke „nrg+“ mit zwei Betrieben ins Leben gerufen worden: der Ikratos Solar- und Energietechnik GmbH in Weißenhohe bei Nürnberg und der Lizergy GmbH in Freudenstadt im Nordschwarzwald. Jetzt ist als dritter Betrieb E3 New Energy in Magdeburg hinzugekommen.

Mit der Integration stärke die Nextgen Renewable Group ihre Position im Bereich Wärmepumpe und baue insbesondere die Aktivitäten im Mehrfamilienhaus-Segment weiter aus, heißt es aus Grünwald. E3 New Energy wurde 2022 gegründet und zählt rund 70 Mitarbeitende. Der Fokus liege auf Projekten in Häusern mit zehn bis vierzig Wohneinheiten. Aktuell realisiere der Betrieb zehn bis fünfzehn Umrüstungen pro Monat.

Wie Ikratos und Lizergy werde E3 innerhalb der Gruppe als eigenständiges Unternehmen weitergeführt, teilt NRG mit. Die einzelnen Dienstleister verantworteten ihr operatives Geschäft weiterhin selbst. Gleichzeitig würden entscheidende Themen – etwa Einkauf, Systeme, Finanzierungslösungen und Energiemanagement – für die gesamte Gruppe aufgebaut und den Unternehmen zur Verfügung gestellt.

Im Gegenzug Beteiligung an der Unternehmensgruppe

NRG übernehme Betriebe in der Regel zu 100 Prozent, erklärt Andreas Durth, seit Sommer 2025 Geschäftsführer der Aurelius Twenty-Nine, gegenüber der Redaktion. Im Fall von E3, das noch sehr junges Unternehmen sei, habe man zunächst 60 Prozent der Anteile erworben, die übrigen 40 Prozent sollen bis 2028 zur NRG kommen.

Im Gegenzug erwerben die Unternehmer eine Beteiligung an der Unternehmensgruppe. Aus der Marke NRG werde ein Unternehmen, sagt Durth. Aurelius WK Twenty-Nine DS werde umfirmiert. Und NRG schon bald größer werden. „Wir stoßen auf sehr großes Interesse“, berichtet Durth.

Für die kommenden acht bis zehn Wochen rechnet er mit zumindest einer weiteren Unterschrift. „Vor allem in anspruchsvolleren Segmenten geht es nicht nur um einzelne Projekte, sondern um skalierbare Strukturen. Mit unserem Plattformansatz unterstützen wir unsere Partnerunternehmen gezielt beim weiteren Wachstum“, erläutert er den Ansatz.

Im Geschäftsjahr 2024 erzielte die Aurelius WK Twenty-Nine DS GmbH Umsatzerlöse in Höhe von 8,3 Millionen Euro. Das Ergebnis nach Steuern lag bei minus 1,1 Millionen Euro. Gegründet wurde das Unternehmen 2023.

Das Team aus Ingenieuren, Rechtsexperten und Kaufleuten hat schon unzähligen Unternehmen geholfen, ihre Energieeffizienz zu maximieren, Kosten zu senken und ihren CO2-Fußabdruck zu verbessern, wie der Berliner Standortleiter Holk Schubert im Energiefunk beschreibt. Der Faktor Mensch, der die Energiewende entscheidet, steht dabei im Mittelpunkt.

Das interdisziplinäre Expertenteam entwickelt innovative, maßgeschneiderte Energiekonzepte, die sowohl wirtschaftlich als auch ökologisch überzeugen. Für Stadtwerke unterstützen die Berater auch bei der Umsetzung der Vorgaben zur Marktkommunikation wie beispielsweise MaBiS. Das Regelwerk standardisiert den elektronischen Datenaustausch zur Abrechnung von Strommengen zwischen Bilanzkreisverantwortlichen und Netzbetreibern, um Verbräuche und Einspeisungen korrekt zuzuordnen.

Gesprächspartner:

• Holk Schubert Standortleiter Berlin und Prokurist der BFE Energie und Umwelt GmbH

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Vierzehntäglich mittwochs bringt eine neue Folge des Energiefunks Fakten, Meinungen und Skurriles aus der Energiewelt. Neben dem Bericht steht die persönliche Meinung, der Aufruf, Ausbruch oder die plötzliche Einsicht der Energieakteure im Mittelpunkt. Dazu gehören Kurzinterviews aus Politik, Verbänden, Unternehmen oder Wissenschaft, Schlagzeilen der Woche, Trends, Entwicklungen, Prognosen zu aktuellen Prozessen in der Energiewelt und natürlich Meldungen aus der digitalen Welt. Auch das Kurzporträt eines Unternehmens oder innovativen Projekts wird aus aktuellem Anlass gezeichnet.

Wir nehmen die Macher der Energiewelt beim Wort. Ganz gleich, ob Erfolgsmeldung oder Rückzugsgefecht, bei uns stehen Politiker, Unternehmer oder Forscher Rede und Antwort. Zündende Idee oder Schlag in Wasser? Entscheiden Sie selbst beim Zuhören. Oder schicken Sie uns Ihre Meinung zum Thema, reden Sie mit.

Hören ist manchmal leichter als Lesen. Es geht auch unterwegs oder beim Autofahren oder sogar im Dunkeln. Und Sie bekommen den Originalton. Keine gefilterten Berichte, sondern die Aussage pur. Als wären Sie dabei, sozusagen „Ohrenzeuge“. Das kann Sie erheitern, aufregen, den Kopf schütteln oder die Ohren spitzen lassen. Die Wahl liegt bei Ihnen − also reinhören!

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Strom: Der deutsche OTC-Strommarkt hat sich zur Wochenmitte tendenziell leichter gezeigt. Der Day-ahead allerdings legte in der Grundlast um 6,75 Euro auf 72,25 Euro/MWh und in der Spitzenlast um 7,50 Euro auf 25,00 Euro/MWh zu. An der Börse kostete der Donnerstag 72,06 Euro/MWh im Base und 24,87 Euro im Euro/MWh. Für den Zeitraum von 10.30 Uhr bis 17.30 Uhr wurden an der Börse durchgehend negative Preise ermittelt. 

Händler führten die Aufschläge beim Day-ahead auf die etwas geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung von 31,6 Gigawatt zurück, die für den Donnerstag erwartet wird. Für den Berichtstag hatten die Meteorologen von Eurowind 33 Gigawatt vorhergesagt. Der Wetterdienst geht bis einschließlich Samstag von einer Einspeiseleistung jeweils oberhalb von 30 Gigawatt aus. 

Am langen Ende sank das Frontjahr um 0,85 Euro/MWh auf 91,16 Euro/MWh.

CO2: Die CO2-Preise haben sich am Mittwoch leichter gezeigt. Der Dec 26 verlor bis 13.30 Uhr 0,64 Euro auf 74,47 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 10,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 76,04 Euro, das Tief bei 74,25 Euro. Die Nettolongpositionen am CO2-Markt gaben in der Vorwoche um 3,5 Millionen Tonnen auf 37,9 Millionen Tonnen nach, was auf eine Eintrübung der Stimmung am CO2-Markt verweist. Die Analysten von Redshaw Advisors gehen für die kommenden Tage von einer Seitwärtsentwicklung am CO2-Markt aus.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Mittwoch fester gezeigt. Der Frontmonat Mai am niederländischen TTF gewann bis 13.30 Uhr 1,90 Euro auf 45,10 Euro/MWh. 

Erdgas schloss sich damit der Entwicklung bei Erdöl an. Eine längere Blockade des Iran, wie sie nun vom US-Präsidenten in Aussicht gestellt wird, hätte den Effekt, dass im Gegenzug auch LNG-Lieferungen durch Iran weiter blockiert würden. Noch stärkere Aufwärtsbewegungen werden indessen durch die bearishe Witterung verhindert. Der Gasflow aus Norwegen beträgt laut Gassco-Angaben für den Berichtstag moderate 304,5 Millionen Kubikmeter. (MBI/E&M/cdg/sa 29.04.2026)