An den Verhandlungen waren laut Angaben der Koalition neben den Fraktionen auch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE), das Bundesjustizministerium sowie das Bundesbauministerium beteiligt. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) erklärte, mit der Verständigung sei „das letzte Puzzlestück gesetzt“. Der Weg für das GMG sei damit frei.

Kern der Einigung ist eine hälftige Aufteilung zentraler Kostenbestandteile. Dazu zählen Ausgaben für Kohlendioxid, Gasnetzentgelte sowie biogene Brennstoffe. Diese Regel soll greifen, wenn in bestehenden Wohngebäuden neue Heizungen auf Basis fossiler Energieträger eingebaut werden. Laut SPD-Fraktionschef Matthias Miersch betrifft dies sowohl bestehende als auch künftige Mietverhältnisse nach einem Heizungstausch.

Mieter vor hohen Kosten schützen

Auch Bundesjustizministerin Stefanie Hubig (SPD) betonte den Schutzgedanken. Wenn Vermieter sich für eine fossile Heizung entscheiden, müssten sie sich künftig an den laufenden Kosten beteiligen. Bauministerin Verena Hubertz (SPD) verwies darauf, dass Mieter keinen Einfluss auf die Wahl des Heizsystems hätten, aber bislang die Folgekosten trügen.

Die Regelung ist eng mit der sogenannten „Bio-Treppe“ verknüpft. Diese sieht vor, dass fossile Heizungen ab 2029 schrittweise mit steigenden Anteilen klimafreundlicher Gase wie Biomethan oder synthetischen Brennstoffen betrieben werden müssen. In den ersten drei Stufen sollen die Zusatzkosten für diese Energieträger ebenfalls zwischen Mietern und Vermietern aufgeteilt werden. Zusätzlich ist vorgesehen, ab 2028 auch die Kohlendioxidkosten sowie die Gasnetzentgelte jeweils zur Hälfte zu teilen.

Fristen des GEG aussetzen

Parallel reagiert die Bundesregierung auf Verzögerungen bei der Gesetzgebung. Laut einem Sprecher des BMWE sollen bestehende Fristen des aktuellen Gebäudeenergiegesetzes vorübergehend ausgesetzt werden. Damit soll verhindert werden, dass die bisherige 65-Prozent-Vorgabe für erneuerbare Energien bei neuen Heizungen in größeren Städten bereits greift. Die Frist soll bis Anfang November verschoben werden, um Zeit für die Verabschiedung des GMG zu gewinnen.

Die Reform bleibt politisch umstritten. Vertreter von Mieterorganisationen bewerten die Einigung als Schritt in Richtung fairerer Kostenverteilung. Melanie Weber-Moritz, Präsidentin des Deutschen Mieterbundes, erklärte, die 50/50-Regel könne Anreize für wirtschaftlichere und klimafreundlichere Heizlösungen setzen. Ein weitergehender Vorschlag für einen Heizkostendeckel habe jedoch keine Mehrheit gefunden.

Handwerk und Eigentümer enttäuscht

Kritik kommt dagegen von Eigentümerverbänden. Kai Warnecke, Präsident von Haus & Grund, sprach von einer einseitigen Belastung der Vermieter. Die Politik verlagere staatlich verursachte Kosten auf Immobilieneigentümer, etwa durch CO2-Preise oder Netzentgelte. Die Eckpunkte zum GMG benachteiligen aus Sicht des Verbandes AGFW die Fernwärmeanbieter, sagte Geschäftsführer Frank Mattat.

Gleichzeitig äußern Handwerksvertreter Zweifel an der Planungssicherheit. Michael Hilpert, Präsident des Zentralverbands Sanitär Heizung Klima, kritisierte wiederholte Fristverschiebungen und wechselnde Vorgaben. Dies erschwere Investitionsentscheidungen im Gebäudebereich. „Wir brauchen endlich klare Regeln, die länger halten als eine Legislaturperiode. Alles andere ist schlicht nicht vermittelbar“, so Hilpert.

Auch aus der Energie- und Umweltbranche gibt es unterschiedliche Bewertungen. Umweltverbände warnen weiterhin vor langfristig steigenden Kosten fossiler Energien. Gasheizungen seien nicht mehr sicher, Bewohner säßen in einer „fossilen Falle“, wenn Gasleitungen künftig stillgelegt werden sollen, so die Deutsche Umwelthilfe (DUH).

Das geplante GMG soll nach Angaben der Bundesregierung weiterhin zeitnah beschlossen werden. Ein Kabinettsbeschluss wird derzeit für Mai angestrebt, anschließend soll der Bundestag das Gesetz beraten. Ziel der Koalition ist laut eigenen Angaben ein „technologieoffeneres und flexibleres“ Regelwerk, das Klimaschutz und Bezahlbarkeit stärker miteinander verbindet.

Werner Götz, CEO des Übertragungsnetzbetreibers Transnet BW: „Der Freileitungsvorrang für neue Gleichstromvorhaben führt zu deutlich niedrigeren Kosten für den Netzausbau und somit zu einer hohen volkswirtschaftlichen Entlastung. Aus Betriebssicht kommt hinzu: Freileitungen werden für eine Nutzungsdauer von mindestens 80 Jahren errichtet, lassen sich im Störungsfall schneller reparieren und weisen insgesamt eine höhere Verfügbarkeit auf. Das stärkt die Systemresilienz und reduziert langfristig Folgekosten für Verbraucherinnen und Verbraucher.“

Die nun im Gesetzentwurf enthaltenen Einschränkungen des Freileitungsvorrangs würden aber Unsicherheiten schaffen und die Projektumsetzung erschweren. Eine Kombination von Freileitung und Erdverkabelung bei einem Vorhaben sei nicht sinnvoll – weder bei Planung und Genehmigung noch bei Bau und Betrieb der Stromleitung.

Insbesondere die Akzeptanz, so Götz, könnte bei der Kombinationsvariante leiden. Entscheidend sei, Lösungen zu wählen, die im Gesamtsystem den größten Nutzen entfalten. „Ein bezahlbarer, verlässlicher und schneller Netzausbau ist die Voraussetzung für das Gelingen der Energiewende. Ein eindeutiger Freileitungsvorrang für neue Gleichstromvorhaben im Bundesbedarfsplan setzt hierfür ein wichtiges und richtiges Signal.“

Kern des Pakets sind vier Empfehlungen, die sowohl den Verbraucherschutz als auch die Funktionsfähigkeit der Energiemärkte adressieren. 

Der erste Schwerpunkt liegt auf der Vermeidung von Energieabschaltungen. Die Kommission fordert eine frühzeitige Identifikation gefährdeter Haushalte, um gezielt Unterstützungsmaßnahmen einzuleiten. Dazu zählen unter anderem flexible Zahlungsmodelle, Schuldnerberatung und Energiezuschüsse.

Gleichzeitig wird betont, dass strukturelle Maßnahmen wie Energieeffizienzsteigerungen und der Zugang zu erneuerbaren Energien langfristig entscheidend sind. Vor dem Hintergrund des schrittweisen Ausstiegs aus Erdgas fordert die Kommission zudem eine koordinierte Planung sowie transparente Kommunikation gegenüber den Verbrauchern.

Ein weiterer Baustein betrifft die Transparenz von Energieverträgen. Ziel ist es, zentrale Vertragsbestandteile stärker zu standardisieren, um Vergleichbarkeit zu erhöhen. Verbraucher sollen dadurch einfacher Anbieter wechseln und Kosten senken können. Dies soll zugleich den Wettbewerb im Endkundenmarkt stärken.

Darüber hinaus adressiert die Kommission Risiken durch Insolvenzen von Energieversorgern. Nationale Behörden und Regulierer sollen Maßnahmen zur Risikobegrenzung konsequenter umsetzen, um negative Auswirkungen auf Preise und Versorgungssicherheit zu minimieren.

Energiegemeinschaften sollen gefördert werden

Ein vierter Schwerpunkt liegt auf der Förderung von Energiegemeinschaften und Eigenverbrauchsmodellen. Die Kommission will Hemmnisse abbauen und Rahmenbedingungen verbessern, damit Haushalte, Kommunen und kleinere Unternehmen stärker an der Erzeugung und Nutzung erneuerbarer Energien partizipieren können. Ein begleitender Aktionsplan skizziert weitere Schritte zur Unterstützung dieser Modelle.

Flankiert werden die Empfehlungen durch einen Bericht zur Entwicklung marktorientierter Strompreise und zur Vergütung von Flexibilität im Endkundenmarkt. Dieser hebt hervor, dass Verbraucher, die ihren Stromverbrauch an Zeiten mit hoher erneuerbarer Erzeugung anpassen, finanziell profitieren sollten. Dies könne nicht nur die Stromkosten senken, sondern auch zur Stabilisierung des Energiesystems beitragen.

Mit dem Paket verfolgt die Kommission das Ziel, den Energiemarkt verbraucherorientierter zu gestalten und gleichzeitig die Transformation hin zu einem klimaneutralen Energiesystem zu beschleunigen.

Viele Inhalte des Pakets sind nicht unmittelbar verbindlich, sondern sollen als Leitlinien wirken. Die tatsächliche Wirkung hängt daher maßgeblich davon ab, wie die Mitgliedstaaten diese Empfehlungen in nationale Regelungen, Förderprogramme und Marktstrukturen übersetzen.

Im Rahmen der Nationalen Maritimen Konferenz besuchte Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) die Baustelle im Emder Stadtteil Petkum. Nach Angaben des Unternehmens sind unter anderem 13 Transformatoren mit einem Gewicht von jeweils rund 300 Tonnen vor Ort angekommen. Sie sollen in den kommenden Monaten angeschlossen werden. Parallel dazu installiert Amprion derzeit die Leistungselektronik in den Konverterhallen.

Windstrom fürs Netz wandeln

Die Anlage gilt als zentraler Knotenpunkt für die Verteilung von Windenergie aus der Nordsee. Künftig soll dort erzeugter Strom gebündelt und über die rund 300 Kilometer lange Erdkabelverbindung A-Nord nach Meerbusch-Osterath in Nordrhein-Westfalen transportiert werden. Die Übertragungskapazität liegt bei etwa 2.000 MW. Nach Unternehmensangaben könnten so rund zwei Millionen Menschen mit Strom aus Windenergie versorgt werden.

Technisch wandelt die Konverterstation Wechselstrom in Gleichstrom um, um Verluste beim Transport über große Entfernungen zu reduzieren. Zudem übernimmt sie Funktionen zur Stabilisierung der Netzspannung. Zusammen mit der bestehenden Gleichstromverbindung Ultranet entsteht ein etwa 600 Kilometer langer Transportkorridor für Windstrom, der bis in den Süden Deutschlands reicht. Laut Amprion profitieren davon insgesamt rund vier Millionen Menschen.

Netzausbau geht voran

Reiche bezeichnete das Projekt als wichtigen Baustein für den Netzausbau. Leistungsfähige Stromnetze seien Voraussetzung, um erneuerbare Energien aus dem Norden in Verbrauchszentren zu bringen. „Der Fortschritt in Emden zeigt, dass der Ausbau vorankomme und damit die Grundlage für ein stabiles Energiesystem geschaffen werde“, sagte sie.

Auch Amprion hebt die Bedeutung der Verbindung hervor. Vorstandsvorsitzender Christoph Müller erklärte laut Unternehmen, mit A-Nord und Ultranet entstehe das erste Multiterminal-System für Gleichstrom in Deutschland. In den kommenden Jahren wolle das Unternehmen jährlich ein großes Leitungsprojekt in Betrieb nehmen. Dadurch könnten Engpasskosten im Stromnetz um rund 700 Millionen Euro pro Jahr sinken, was sich dämpfend auf die Netzentgelte auswirken könne.
 
Amprion investiert 42 Milliarden Euro

Bis 2030 plant Amprion Investitionen in Höhe von rund 42 Milliarden Euro in den Ausbau des Übertragungsnetzes. Dazu zählen neben A-Nord mehrere On- und Offshore-Projekte in Gleichstromtechnik. Der Netzbetreiber bündelt diese Vorhaben nach eigenen Angaben, um Bauzeiten zu verkürzen und Eingriffe in Natur und Umwelt zu reduzieren.

Ein Schwerpunkt liegt auf der Anbindung von Offshore-Windparks. Die entsprechenden Netze sollen weit ins Landesinnere geführt werden, um Strom direkt in große Verbrauchszentren zu leiten. Zusätzlich plant Amprion, Konverterplattformen auf See miteinander sowie mit Netzen anderer europäischer Staaten zu verknüpfen. Aktuell arbeitet das Unternehmen unter anderem an Projekten wie DolWin4 und BorWin4 sowie BalWin1 und BalWin2.

Bei der Umsetzung setzt Amprion nach eigenen Angaben verstärkt auf europäische Lieferketten. Komponenten für die Offshore-Infrastruktur entstehen demnach an verschiedenen Standorten: Stahlbauteile werden in Papenburg gefertigt und im spanischen Cadiz weiterverarbeitet, elektrotechnische Anlagen kommen aus Nürnberg. Weitere Bauteile und Kabel bezieht das Unternehmen aus Norwegen, Frankreich, Finnland und Italien.

Die Behörde prüft in dem Verfahren, ob auf der Marktstufe des Großhandels mit Kraftstoffen eine strukturelle Störung des Wettbewerbs vorliegt und welche Rolle hier Preisinformationsdiensten zukommt. Eine wichtige Ermittlungsmaßnahme in dem laufenden Verfahren waren dabei Auskunftsersuchen gegen die beiden Preisinformationsdienste Argus Media und S&P Global. 

Gegen die Auskunftsbeschlüsse haben die Unternehmen Beschwerde eingelegt und Eilrechtsschutz beantragt. Das Oberlandesgericht hat nun in einer ersten Entscheidung den Anträgen der Argus-Media-Gruppe entsprochen und die aufschiebende Wirkung der Rechtsbehelfe angeordnet. 

Andreas Mundt, Präsident des Bundeskartellamtes, bedauerte die Gerichtsentscheidung: „Der Kraftstoff-Großhandel ist eine entscheidende Stufe in der Wertschöpfungskette vom Bohrloch bis zur Zapfsäule. Die Rolle der Preisinformationsdienste müssen wir aufklären. Ohne die Informationen von genau diesen Unternehmen können wir das Verfahren aber nicht fortsetzen.“

Das Verfahren war das Ergebnis einer im Februar 2025 abgeschlossenen Sektoruntersuchung der Raffinerien und des Kraftstoffgroßhandels. Hier hatten sich für das Kartellamt erste Anhaltspunkte für wettbewerbliche Risiken aufgrund der im Kraftstoff-Großhandel genutzten Preisinformationsdienste ergeben. Diese versorgen die Marktteilnehmer mit detaillierten und aktuellen Preisinformationen über das Verhalten der anderen Markteilnehmer. „Dies kann zu einer deutlichen Dämpfung des Wettbewerbs führen“, kommentiert das Kartellamt. „Auch besteht die Gefahr, dass einzelne Marktteilnehmer Preisnotierungen gezielt manipulieren.“

Das Bundeskartellamt machte in diesem Pilotverfahren erstmals von einem 2023 in Kraft getretenen neuen Wettbewerbsinstrument Gebrauch: dem Paragrafen 32f Absatz 3 des Kartellgesetzes GWB. Nach dieser Vorschrift kann die Behörde unter bestimmten Voraussetzungen, als Ergebnis eines mehrstufigen Verfahrens, Maßnahmen verhängen, um eine erhebliche, fortwährende Wettbewerbsstörung in einer Branche abzustellen. Dafür müssen seitdem keine konkreten Rechtsverstöße einzelner Unternehmen vorliegen. 

Die Auskunftsverlangen waren im Mai 2025 unter Geltung des ursprünglichen Gesetzespassus erlassen worden. Er wurde während der Marktverwerfungen infolge des Irankriegs mit dem Kraftstoffmaßnahmenpaket zum 1. April 2026 verschärft. Das OLG hat seine Entscheidung nun ausdrücklich auch auf die Neufassung erstreckt. 

Das OLG Düsseldorf zieht bereits in Zweifel, ob das Bundeskartellamt überhaupt Auskünfte von Unternehmen verlangen darf. Dem Gericht fehlt dazu eine hinreichende gesetzliche Grundlage. Selbst wenn der Wettbewerb im Großhandel von Kraftstoff und Heizöl unstreitig gestört wäre, dürfen nach seiner Ansicht die befragten Preisinformationsdienste nicht zu deren Abstellung mitherangezogen werden. Sie böten lediglich Nachrichten über diese Märkte an, ohne selbst mit Kraftstoffen zu handeln.

Das Gericht stellte auch auf die Pressefreiheit und den Informantenschutz der Preisinformationsdienste ab. Diese seien höher zu gewichten als das öffentliche Interesse an der Durchsetzung von Paragraf 32f Absatz 3.

Die für die Durchsetzung dieses Passus und des Verbots der Ausnutzung einer marktbeherrschenden Stellung im Kraftstoffhandel (Paragraf 29a) gerade erst gebildeten Teams hat das Bundeskartellamt zusammengelegt. Sie konzentrieren sich jetzt auf Verfahren nach Paragraf 29a.

„Unsere Welt steht also vor einer großen energie- und wirtschaftspolitischen Herausforderung“, erklärte Birol. Eine der Fragen sei, wie sich diese Energiekrise auf die Energiewirtschaft und darüber hinaus auf Umweltfragen auswirken werde. Die Krise führe zu umfassenden Reaktionen der Länder, was die Wahl der Partner, Technologien und Kraftstoffe betrifft, und es werde sich zeigen, wie sich diese Reaktionen auf die weltweiten Emissionen auswirkten.

Birol äußerte sich auf einer Konferenz zur nächsten Weltklimakonferenz COP31 im November im türkischen Antalya.

Laut Vergleichsportal Verivox hätten mehrere Anbieter ähnlich reagiert und ihre Angebote zeitweise zurückgezogen, während viele andere die Preise für Neukunden erhöht hätten. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft bezifferte den durchschnittlichen Gaspreis für Haushalte im April auf 12,82 Cent pro Kilowattstunde – ein deutlicher Anstieg gegenüber Februar. Auch Industriekunden seien von steigenden Preisen betroffen.

Marktbeobachter führen die Entwicklung auf Lieferausfälle von Flüssigerdgas aus dem Nahen Osten sowie gestiegene Risikoprämien zurück. Trotz vergleichsweise geringer Importanteile über die Straße von Hormus reagierten die Märkte laut Analysten äußerst sensibel auf politische Nachrichten. Diese Unsicherheit spiegele sich in hoher Volatilität wider, weshalb Experten empfehlen, offene Positionen möglichst gering zu halten.

Diversifizierung von Lieferquellen

Vor diesem Hintergrund gewinne die Ausgestaltung der Beschaffungsstrategien an Bedeutung. Diese müssten so strukturiert sein, dass sie auch extreme Marktphasen überstehen könnten, sagt Moritz Herrmann zu E&M. „Entscheidend sind klare Regeln, Transparenz über Positionen und Risiken sowie belastbare Prozesse in der Beschaffung, um auch in Stressphasen handlungsfähig zu bleiben“, so der Portfoliomanager von Syneco. Dass insbesondere kleinere Versorger bei der Umsetzung solcher Strategien an ihre Grenzen stoßen, weiß Carsten Diermann. Der Spezialist für Versorgungsstrategien bei der LBD-Beratungsgesellschaft. Wenn Krisensituationen das „neue Normal“ seien, helfe allerdings nur eine Diversifizierung von Lieferquellen mit längeren Vertragslaufzeiten.

Während langfristige Lieferverträge mehr Stabilität bieten könnten, bestehe das Risiko, bei sinkenden Marktpreisen Wettbewerbsnachteile zu erleiden. Solange Kunden keine langfristigen Verträge nachfragten, erscheine die Orientierung an Großhandelsmärkten weiterhin sinnvoll, so Diermann.

Große Importeure wie VNG oder Uniper sehen sich hingegen gut aufgestellt und berichten von stabilen Versorgungsverhältnissen. Physische Engpässe seien derzeit nicht erkennbar, vielmehr zeigten sich die Auswirkungen vor allem auf der Preisseite.
Als Herausforderung gilt jedoch die Befüllung der Gasspeicher, „auch da die aktuelle Terminpreiskurve wirtschaftliche Einspeicherungen nahezu unmöglich macht“, wie Syneco-Experte Stephan Hausl im Gespräch mit E&M sagt.

Branchenvertreter fordern daher verlässliche regulatorische Rahmenbedingungen, um Speicher und LNG-Infrastruktur besser aufeinander abzustimmen. Marktbasierte Lösungen sollten dabei Vorrang vor staatlichen Eingriffen haben. „Eine sichere Gasversorgung braucht marktwirtschaftliche Lösungen statt Zwangsbefüllungen“, heißt es von Seiten der Leipziger VNG.

Den ausführlichen Beitrag über die Situation am Gasmarkt lesen Sie in der neuen Print-Ausgabe von Energie & Management.

Die Bundesländer müssen bis spätestens 31. Dezember 2032 Flächen für Windenergie ausgewiesen haben, so dass sich im Bundesdurchschnitt 2 Prozent ergeben. Die Vorgaben für die Flächenländer variieren zwischen 1,8 und 2,2 Prozent. Nordrhein-Westfalen geht bei der Umsetzung seines 1,8-Prozent-Ziels mit großem Tempo voran. Mit einer Ausnahme haben alle sechs Planungsregionen über ihre mit Kommunalpolitikern besetzten Regionalräte bereits jetzt die erforderlichen Flächen ausgewiesen. Entsprechend schnell gehen auch die Klagen vor dem OVG ein.

Da ist beispielsweise der Flughafen Paderborn/Lippe, der der Auffassung ist, dass eine Reihe von Flächen frei von Windkraft bleiben müsse, da bestimmte Orientierungsmarken für Piloten eindeutig erkennbar sein müssen.
Nicht nur der Regionalplan von Ostwestfalen/Lippe, sondern auch die Pläne für Düsseldorf und Arnsberg werden beklagt. Dies bedeutet, dass formal ausgewiesene 26.000 Hektar derzeit infrage stehen – beinahe die Hälfte der für Windkraft auszuweisenden Fläche in NRW.

Der gesamte Regionalplan muss beklagt werden

Der Regionalplan für Köln ist derzeit noch außen vor. Doch der Landesverband Erneuerbare Energien hat sich schon im vergangenen Jahr dagegen positioniert. Denn es sei längst nicht sicher, dass sich unter der gegebenen Regulierung die Windparks auch wirtschaftlich betreiben lassen, etwa aufgrund von Höhenbeschränkungen. Rechtsanwalt und Windkraftexperte Franz-Josef Tigges, Kanzlei Engemann und Partner, kritisiert im Gespräch mit E&M auch andere Regionalpläne wegen aus seiner Sicht teils ungeeigneter Flächenausweisungen, etwa den Plan für das Münsterland.

Aus juristischer Sicht ist auch zu beachten: Erfüllen die Bundesländer ihre Flächenvorgaben aus dem Wind-an-Land-Gesetz (WindBG), entfällt auf allen weiteren Arealen die bisherige Privilegierung für Windkraftanlagen im Außenbereich. Wer noch die Privilegierung für bestimmte Flächen retten möchte, muss den Regionalplan als Ganzes beklagen.

Dass dieser Konflikt überall in Deutschland die Branche verunsichert, sieht man an Gerichtsverfahren allerdings nicht nur in Nordrhein-Westfalen, sondern auch in Hessen. Auf den Ausgang darf man gespannt sein. Denn der Hessische Verwaltungsgerichtshof in Kassel sieht erst 1,5 Prozent in Südhessen erreicht und folglich noch Luft, etwa für ein Projekt im Taunus. Eine Revision haben die Richter jedoch zugelassen.

Den ausführlichen Beitrag über das juristische Gezerre um die Ausweisung von Wind-an-Land-Flächen lesen Sie in der aktuellen Print-Ausgabe von Energie & Management im Mai.

Zentrales Element der Architektur ist ein Gateway von Smight, das die sichere Marktkommunikation innerhalb der Smart-Meter-Public-Key-Infrastruktur ermögliche, die Steuerbefehle verschlüssele und Netzbetrieb und Messstellenbetrieb verbinde. Damit werde eine Voraussetzung für die operative Umsetzung der §14a-Steuerung geschaffen. Die beteiligten Unternehmen sprechen von einer durchgängigen Architektur, die den Vorgaben von BSI und BDEW entspreche und im Betrieb erprobt worden sei.

Die Umsetzung erfolgte arbeitsteilig. Smight übernahm laut einer Mitteilung die messwertbasierte Engpasserkennung, die Dimensionierung der Steuerbefehle und steuerte das MSB-Gateway bei. Thüga Smartservice übernahm den Angaben zufolge operative Aufgaben wie das CLS-Management, den Messstellenbetrieb sowie die Administration der Gateways und Zertifikate. Robotron war für die energiewirtschaftliche Datenverarbeitung, die Prozesslogik und die Einbindung in die Marktkommunikation zuständig.

Ausgangspunkt der Steuerkette ist eine kontinuierliche Messung von Strom und Spannung in der Ortsnetzstation. Bei Überschreitung definierter Grenzwerte werde automatisiert ein Engpasssignal erzeugt, das auf realen Netzzuständen basiert. Dieses Signal werde anschließend in einen standardisierten Steuerprozess überführt und weiterverarbeitet.

Das MSB-Gateway fungiert dabei als Schnittstelle zwischen Netzbetrieb und Marktprozessen. Es verschlüssele Steuerbefehle und integriere Funktionen wie Zertifikats- und Schlüsselmanagement sowie die Adressierung über Verzeichnisdienste. In Kombination mit den Backend-Systemen von Robotron werde sichergestellt, dass die Steuerimpulse nicht nur übertragen, sondern auch prozesskonform verarbeitet werden.

Die Weiterleitung und Umsetzung der Steuerbefehle erfolge über das CLS-Management bis hin zur Steuerbox im Feld. Dabei seien alle Schritte gemäß regulatorischen Anforderungen umgesetzt worden. Die beteiligten Unternehmen verweisen darauf, dass Rollen, Verantwortlichkeiten und Sicherheitsanforderungen klar definiert und technisch abgebildet worden seien.

Im Rahmen des Projekts seien sämtliche Prozessschritte im Realbetrieb durchlaufen und validiert worden. Nach Angaben der Partner liegt damit eine standardisierte Architektur vor, die sich auf weitere Verteilnetzbetreiber übertragen lasse und als Grundlage für einen breiteren Einsatz dienen könne.

Die neue Printausgabe der E&M ist da. Alles dazu finden Sie auf unserer Info-Seite.
Einige Themen der April-Ausgabe vom 1. Mai 2026:

• Titel: Geothermie vor dem Markthochlauf
• Wind: NRW ist Vorreiter, Windflächen auszuweisen. Das lässt sich leider auch an einer Klagewelle ablesen
• Solar: Agri-Photovoltaik wächst hierzulande und die Wissenschaft bescheinigt ihr ein erhebliches Potenzial 
• Finanzierung: Warum sich Green Finance zunehmend zur Voraussetzung für den Umbau von Strom-, Wärme- und Netzinfrastrukturen entwickelt
• Beschaffung: Der Irankonflikt hat die Gashandelsmärkte verunsichert. Wie krisenfest ist die Beschaffung? Das sagen die Unternehmen
• KWK-Projekt: Im Allgäu werden Abwärme und erneuerbare Quellen effizienz kombiniert
• Wärme: Auf dem Werksgelände von Henkel hat eine Energiezentrale der Stadtwerke Düsseldorf ihren Betrieb aufgenommen
• RechtEck: Wie die Bundesnetzagentur Speicherströme neu ordnet

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Erneuerbare Anlagen erzeugen aktuell in Deutschland über die Hälfte des gesamten Stroms. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien nahm in den vergangenen knapp 30 Jahren kontinuierlich zu. Im bundesweiten Vergleich gehören Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen-Anhalt und Thüringen zu den Bundesländern mit dem höchsten Anteil erneuerbarer Energien an der Bruttostromerzeugung.

Ein neuerliches Plus hatte Vorstandsvorsitzender Michael Maxelon vor einem Jahr eigentlich als unrealistisch bezeichnet. Doch schon zum Halbjahr war das Unternehmen von seiner ursprünglichen Prognose abgewichen. „Wir freuen uns sehr“, sagte der Mainova-Chef nun am 30. April vor einer Medienrunde. Die Mainova sei ein starkes Unternehmen, das die Energiewende konkret und mit Augenmaß umsetze – „auf uns ist Verlass“. Besonders angetan haben es ihm die Erlöse aus den klassischen Geschäften mit Strom, Gas und Wärme.

Beim Strom legte die Mainova unerwartet stark zu und kam operativ auf 70,6 Millionen Euro, was mehr als eine Verdopplung ist (plus 39,7 Millionen Euro). Handel und Vertrieb waren hier entscheidend. Das ebenfalls gute Netzgeschäft musste auf der anderen Seite gestiegene Kosten verkraften. Auch beim Gas legte die Mainova kräftig zu: Hier stehen 72,3 Millionen Euro zu Buche – nach einem auch witterungsbedingt schwachen Jahr 2024 (5,8 Millionen Euro).

Fernwärme: teurer, in der Kritik und Gewinnbringer

Die Fernwärme trug ebenfalls stärker zum Ergebnis bei. Das Segment „Erzeugung und Fernwärme“ lief bei 50,9 Millionen Euro ein und legte damit um 46,3 Millionen Euro zu. Diese Entwicklung war allerdings begleitet von massiver Kritik an der Preispolitik, nachdem die Mainova zur Jahresmitte die Tarife deutlich erhöht hatte (wir berichteten).

Davon wollte Maxelon sich während der Bilanzpressekonferenz nichts annehmen. Das Unternehmen habe die Preisformel wegen des Kohleausstiegs ändern müssen, der Mainova seien folglich „die Hände gebunden“ gewesen. Die Frankfurter hätten sich gleichwohl bemüht, die Belastung für die Kundinnen und Kunden „im Rahmen zu halten“.

Keine große Freude bereitete den Frankfurtern das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, das ein Segment mit Energiedienstleistungen bildet. Es lag schon 2024 im roten Bereich und rutschte nun noch einmal um 5,3 Millionen Euro auf minus 8,3 Millionen Euro ab. Wertberichtigungen von Ökokraftwerken macht die Mainova dafür im Wesentlichen verantwortlich.

Die Bedingungen für den Bau und Betrieb von erneuerbaren Erzeugungsanlagen würden sich verschlechtern, so Maxelon. Dennoch bleibe das Unternehmen auf dem Ausbaupfad und wolle bald mehr als 300 MW an Leistung am Netz haben. Dazu zählt auch Frankfurts erster (interkommunaler) Windpark „Schäferköppel“ mit vier Anlagen, der im Sommer betriebsbereit sein soll.

Die beiden wasserstofffähigen Gaskraftwerke in Frankfurt und Hanau sollen noch 2026 in Betrieb gehen. Wann sie auf grünen H2 setzen, sei nicht auszumachen, so Maxelon. Die Mainova habe aber mit Tiefengeothermie und Großwärmepumpen, auch für die Nutzung an Rechenzentren, genügend Alternativen, um Fernwärme in der Zukunft klimaneutral zu produzieren.

Chancen auf die Enercity-Anteile an der Thüga steigen

Die Investitionen lagen 2025 bei 452,6 Millionen Euro, viel Geld floss in den Ausbau des Stromnetzes. Das will die Mainova bis 2030 weiterführen. Allein im laufenden Jahr sind 464 Millionen Euro weitere Ausgaben eingeplant, bis 2030 sollen die Investitionen – vornehmlich für den Ausbau von Netzen und Erzeugungsanlagen – 2,7 Milliarden Euro betragen. 

Als äußerst „belastbares“ Standbein hätten sich laut Maxelon erneut die Beteiligungen an anderen Unternehmen erwiesen. Es lag zwar im Unterschied zu 2024 unter 100 Millionen Euro (2025: 90,1 Millionen Euro, minus 27,7 Millionen Euro). Allerdings hatte im Vorjahr noch der Verkauf von Anteilen an der Mainova WebHouse GmbH für einen einmaligen Effekt gesorgt.

Die Beteiligungen könnten perspektivisch noch mehr Geld in die Kassen der Hessen spülen, sofern die Mainova ihren Anteil an der Stadtwerke-Kooperation Thüga bis zum Doppelten erhöht. Die Verhandlungen mit dem Energieunternehmen Enercity über den Ankauf der Hannoveraner Anteile seien inzwischen „fortgeschritten, aber noch nicht abgeschlossen“, so Michael Maxelon auf Anfrage dieser Redaktion. Aktuell halten Enercity, Mainova und die Nürnberger N-Ergie jeweils 20,53 Prozent an der Thüga, der Rest liegt beim kommunalen Unternehmensverbund „Kom 9“.

Ziel ist es, Synergien zu nutzen und operative Abläufe bei den Partnerunternehmen zu vereinfachen. „Entscheidend ist für uns, dass unsere Partner durch diese Vernetzung spürbar profitieren“, erklärt Rhenag‑Vorstand Till Cremer. „Gemeinsam entwickeln wir Lösungen, nutzen Skalierungseffekte und schaffen Strukturen, die Stadtwerke nachhaltig entlasten.“
Steigende Anforderungen bei Stadtwerken erhöhen Nachfrage

Parallel dazu wächst der Unterstützungsbedarf kommunaler Versorger, teilte die Rhenag weiter mit und verweist auf zunehmende regulatorische Vorgaben, höhere Anforderungen an IT-Sicherheit und Datenschutz sowie die Umsetzung der kommunalen Wärmeplanung. Auch die Digitalisierung von Prozessen und die Weiterentwicklung bestehender IT-Systeme treiben den Anpassungsdruck.

Vor diesem Hintergrund verzeichneteman 2025 eine steigende Nachfrage nach Dienstleistungen. Dazu zählen Beratungsleistungen, IT-Services sowie operative Unterstützung in verschiedenen Geschäftsbereichen. Rhenag wertet diese Entwicklung als Indikator für die zunehmende Komplexität der Aufgaben auf kommunaler Ebene. „Unser Ziel ist es, kommunale Akteure so zu unterstützen und zu vernetzen, dass sie die großen Aufgaben der Energie- und Wärmewende pragmatisch, bürgernah und verlässlich umsetzen können“, so Jan-Bernd Brüning.

Auch das eigene Energiegeschäft richtet das Unternehmen weiter aus. Schwerpunkte liegen auf regionalen Angeboten, integrierten Versorgungslösungen sowie dem Ausbau von Wärmelösungen, Ladeinfrastruktur und Quartiersprojekten. Im laufenden Geschäftsjahr sollen zusätzliche kommunale Versorger in das Netzwerk integrieren und bestehende Beteiligungen weiterentwickelt werden.

Höherer Gasbsatz, weniger Strom verkauft 

Der Gasabsatz lag 2025 bei rund 1,3 Milliarden kWh und damit über dem Vorjahrsniveau von 1,2 Milliarden kWh. Hauptfaktor für dieses Absatzplus war die längere Kälteperiode am Anfang des Jahres, steht im Geschäftsbericht. 

Die kleinere Stromsparte von Rhenag verzeichnete im Berichtsjahr hingegen einen Absatzrückgang. Das Absatzvolumen sank um rund 20 Millionen kWh auf 126 Millionen kWh. Als wesentliche Ursachen wird der intensive Wettbewerb im Haushaltskundensegment sowie den Markteintritt neuer Anbieter gesehen.

Zusätzlich wirkte sich die Übertragung von 7.800 Kunden der externen Vertriebsmarke „Gaspar“ auf die Tochtergesellschaft „energy4u“ aus. Dieser Schritt führte zu einem Absatzeffekt von minus 7,6 Millionen kWh. Im Großkundensegment zeigte sich hingegen eine gegenläufige Entwicklung. Hier lag der Stromabsatz um 10 Millionen kWh über dem Vorjahreswert. Rhenag führt dies auf eine stabilere Nachfrage in diesem Kundensegment zurück.

PNE gehört mit mehr als 30 Jahren im Erneuerbaren-Sektor zu den Dinosauriern der Ökoszene, baut und betreibt Windparks an Land und auf See sowie Solaranlagen. Wilbert ist dagegen erst vergleichsweise kurz an der Nordseeküste tätig gewesen. Er heuerte Mitte Oktober 2023 bei PNE an und übernahm gleich im Vorstand Verantwortung. CFO wurde er am 1. April 2024, sein Vertrag wäre erst Ende März 2028 ausgelaufen.

Die Leitung des Finanzbereichs wird Wilbert bereits mit Wirkung zum 5. Juni 2026 aufgeben. An seine Stelle tritt dann voraussichtlich Dirk Simons. Er ist aktuell Vorsitzender des Aufsichtsrats von PNE und muss für diesen Seitentausch das Amt zuvor aufgeben. Die Gremien müssen dieser Personalie noch formal zustimmen.

Dirk Simons blickt auf Führungsverantwortung in anderen Unternehmen der Energiewirtschaft zurück. So fungierte er bei RWE Innogy als CFO. Als Zwischenlösung sprang er als Finanzchef von Vorn Bioenergy ein. Auch bei PNE soll Simons’ Vorstandsjob nicht von Dauer sein. Das Unternehmen denkt an eine befristete Lösung bis zum 19. Mai 2027.

Auch für den frei werdenden Posten an der Spitze des Kontrollgremiums zeichnet sich eine schnelle Nachfolge ab. Hier soll das bisherige Aufsichtsratsmitglied Marcel Egger aufrücken. PNE spricht angesichts dieser Personalrochade in der Mitteilung von „Kontinuität sowohl im Vorstand als auch im Aufsichtsrat“.
 

Die XRG gehört der Abu Dhabi National Oil Company (Adnoc), die 24,9 Prozent der OMV hält. Weiters erzielte die OMV wegen der infolge des Kriegs im Nahen Osten gestiegenen Rohöl- und Erdgaspreise Lagerhaltungsgewinne von netto rund 254 Millionen Euro. 

Deutlich verschlechtert hat sich indessen der Free Cash Flow nach Dividenden, der sich von +317 Millionen Euro im ersten Quartal 2025 auf -2,15 Milliarden Euro verringerte. Ihre Nettoverschuldung gibt die OMV mit etwa 4,51 Milliarden Euro an, was gegenüber dem Vorjahresquartal einem Anstieg um etwa 40 Prozent entspricht. 

Der Umsatz der OMV sank um 6 Prozent auf 5,86 Milliarden Euro, worin die Borealis-Beteiligung nicht mehr enthalten ist. Das operative Ergebnis ohne Berücksichtigung der Borealis fiel um 5 Prozent auf 934 Millionen Euro. 

Gesunkene Umsätze 

Im Segment Energy war ein Rückgang des Umsatzes um 18 Prozent auf 2,55 Milliarden Euro zu verzeichnen, das operative Ergebnis fiel um 20 Prozent auf 662 Millionen Euro. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis belief sich auf 72,29 US-Dollar/Barrel und war damit um etwa 1 Prozent niedriger als im ersten Quartal 2025. Ihren durchschnittlich realisierten Erdgaspreis beziffert die OMV mit 31,08 Euro/MWh, was einem Rückgang um 19 Prozent entspricht. Ihre Produktion an Kohlenwasserstoffen sank um 7 Prozent auf 288.000 Barrel/Tag, von denen 163.000 Barrel auf Öl und Kondensate sowie 125.000 Barrel auf Erdgas entfielen.

Somit verringerte sich die Ölförderung um 9 Prozent und die Gasförderung um 5 Prozent. Die Verkaufsmenge betrug 252.000 Barrel/Tag und war um 11 Prozent niedriger als im Vorjahresquartal. Der Ölabsatz verminderte sich um 15 Prozent auf 144.000 Barrel/Tag, der Gasabsatz um 4 Prozent auf 107.000 Barrel. Um 15 Prozent gestiegen sind die Produktionskosten der OMV, die sich auf 11,60 US-Dollar/Barrel beliefen. 

Im Bereich Fuels sank der Umsatz des Konzerns um 2 Prozent auf 4,15 Milliarden Euro. Die Verfünffachung des operativen Ergebnisses auf rund 327 Millionen Euro ist im Wesentlichen durch die eingangs erwähnten Lagerhaltungsgewinne bedingt. Die Verkaufsmengen an Kraftstoffen und sonstigen Produkten erhöhten sich in Europa um etwa 8 Prozent auf 3,8 Millionen Tonnen. 

Für das Segment Chemicals, das die OMV als ihren „Wachstumsmotor“ erachtet, meldete sie eine Verminderung des Umsatzes um 8 Prozent auf 235 Millionen Euro. Die Verzehnfachung des operativen Ergebnisses auf rund 1,10 Milliarden Euro ergibt sich durch die Sondereffekte infolge des Einbringens der Borealis-Anteile der OMV in die Borouge Group International.

Der Krieg im Nahen Osten brachte für das Segment Chemicals laut dem Quartalsbericht „logistische Beeinträchtigungen und Kostensteigerungen“ mit sich. Mit der Einrichtung „alternativer Logistikrouten“ gelang es der Borouge PLC, an der die OMV vor ihrer Einbringung in die Borouge International Group beteiligt war, etwa 60 Prozent der im März erzeugten Mengen an Polyolefinen auf den Markt zu bringen. Dies dämmte „die Auswirkungen auf den Umsatz und die Kundenversorgung“ ein. 

Ausblick unter Vorbehalt 

Für das Gesamtjahr erwartet die OMV einen durchschnittlichen Preis für Rohöl der Marke Brent zwischen 85 und 95 US-Dollar/Barrel. Ihren durchschnittlich realisierten Gaspreis prognostiziert sie mit 35 bis 40 Euro/MWh. Ihre Kohlenwasserstoffproduktion dürfte zwischen 280.000 und 290.000 Barrel/Tag liegen, „vorbehaltlich des Zeitpunkts und des Umfangs der Aufhebung der Beschränkungen für die Schifffahrt durch die Straße von Hormus“.

Generell basiert der Ausblick dem Quartalsbericht der OMV zufolge „insbesondere auf der Annahme, dass die Beschränkungen für den Schiffsverkehr durch die Straße von Hormus vor Ende des ersten Halbjahres 2026 aufgehoben werden. Die tatsächlichen Ergebnisse können erheblich abweichen, sollte sich die geopolitische Lage anders als derzeit angenommen entwickeln“. 

OMV-Generaldirektor Alfred Stern sprach von einer „soliden Leistung trotz eines stark volatilen Marktumfelds. Unser diversifiziertes und integriertes Portfolio konnte erneut seine Resilienz unter Beweis stellen“.

Auf einer Fläche von knapp eineinhalb Fußballfeldern seien 71 Solaranlagen mit zusammen 4.600 Modulen installiert worden, teilen die beiden Unternehmen mit. Die Gesamtleistung der Technik beziffern sie auf 2,1 MW. Rund 1.000 Haushalte können Sonnenstrom vom eigenen Dach erhalten, heißt es. Die auf den Dächern erzeugte Elektrizität könne von den Mietenden zu einem Tarif bezogen werden, der mindestens zehn Prozent unter dem Grundversorgungspreis liegt.

Basis für den PV-Zubau ist Kooperationsvereinbarung zwischen den Unternehmen vom Mai 2025. Die Münchner Wohnen stellt Dächer zur Verfügung und übernimmt die Objektvorbereitung, die Stadtwerke München verantworten die Planung, den Bau und den Betrieb der Anlagen.

„Contracting von A bis Z“

Die Vereinbarung erstreckt sich laut Stadtwerken auf einen Großteil der Gebäude der Wohnungsgesellschaft. Zahlreiche weitere gemeinsame Projekte für über 5.000 Wohnungen befänden sich derzeit in Voruntersuchung, Planung oder Umsetzung, unter anderem in den Stadtteilen Neuhausen, Bogenhausen und Riem.

Nach üblicher Vorprüfung der Gebäude werden die Projekte per Contracting vertraglich festgezurrt. „Es handelt sich um ein Contracting-Modell auf Basis eines Gestattungsvertrags“, erklärt Manuel Welte, Product Owner M-Solar Individualgeschäft bei den SWM. Und er spricht von „Contracting von A bis Z“. „Wir betreiben die PV-Anlagen 30 Jahre und bauen sie danach gegebenenfalls auch zurück.“

SWM-Geschäftsführerin Karin Thelen sieht in „Max II“ ist ein starkes Signal für die Münchner Energiewende. „Die enge Partnerschaft mit der Münchner Wohnen ermöglicht es uns, urbane Photovoltaikprojekte im großen Maßstab umzusetzen Die Münchner Wohnen bringt die Flächen, wir das Know-how für Ausbau und Betrieb der Anlagen.“ E&M/mafi/30.04.2026

Die Möglichkeit zur Geldanlage besteht laut einer Mitteilung des kommunalen Unternehmens ab dem 11. Mai. Für längstens drei Wochen haben dann zunächst Menschen aus dem Umfeld der Windenergieanlage die Gelegenheit, sich zu beteiligen. Das bezieht die Bevölkerung aus den ostwestfälischen Kommunen Lemgo (Postleitzahl 32657) und Lage (32791) ein.

Ist die Zeichnungssumme nach drei Wochen noch nicht erreicht, dürfen private Stromkundinnen und -kunden der Stadtwerke Münster einsteigen. Möglich ist eine Beteiligung ab 500 Euro und jeweils in Schritten von 500 Euro bis zu einer Maximalsumme von 25.000 Euro. Das Geld bleibt 10 Jahre angelegt und wirft jährlich 4 Prozent Zinsen ab. Das Vermögensanlagen-Informationsblatt mit weiteren Details will Münster spätestens einen Tag vor Zeichnungsbeginn veröffentlichen.

Die an der Rotorspitze 200 Meter hohe Windturbine soll laut Mitteilung in den kommenden Wochen ans Netz gehen. Sie verfügt über eine Leistung von 5,7 MW und kann rechnerisch 3.500 Haushalte mit Ökostrom versorgen. Von der Anlage profitieren auch die Kommunen Lemgo, Lage und Bad Salzuflen durch jährliche Zahlungen der Stadtwerke. Der Versorger aus Lemgo ist ebenfalls mit einem Nachrangdarlehen am Projekt beteiligt.

Die Partner setzen das Vorhaben auf einer Fläche um, die durch das Abschalten von Kohleblöcken frei geworden ist. Noch in diesem Jahr wollen sie mit dem Rückbau der Altanlagen beginnen, wie es in einer Mitteilung der swb vom 30. April heißt. Ab 2027 errichten sie Batteriecontainer, Transformatoren und Schaltanlagen. Anfang 2028 soll der Speicher den Betrieb aufnehmen.

Vorhandene Infrastruktur bleibt im Einsatz

Nach Angaben von SWB bietet der Standort mehrere technische Vorteile. Die Unternehmen nutzen bestehende elektrotechnische Anlagen für die Netzanbindung weiter. Auch Einrichtungen für Brandschutz und Löschwasserrückhaltung bleiben im Einsatz. Den Speicher binden sie zudem an die zentrale Leitwarte des Kraftwerksstandorts an.

Stefan Weber und Alexander Neuhaus aus der Geschäftsführung der SWB Erzeugung erklären, das Projekt sei Teil der strategischen Weiterentwicklung. „Wir nutzen am Standort Hafen die vorhandene Infrastruktur und schaffen Platz für moderne Energietechnik“, werden sie in einer Unternehmensmitteilung zitiert. Gleichzeitig erhöhe der Speicher die Flexibilität im Energiesystem.

Der Batteriespeicher soll im Endausbau eine Leistung von rund 85 MW und eine Speicherkapazität von etwa 170.000 kWh erreichen . Das Investitionsvolumen liegt, wie es weiter seitens der SWB heißt, im mittleren zweistelligen Millionenbereich. Eine zentrale Rolle spielt die Netzanbindung: Der Speicher nutzt vorhandene Anschlusskapazitäten des früheren Kohlekraftwerks.

Flexible Netzanbindung ohne neue Engpässe

Das Projekt arbeitet mit sogenannten „Flexible Connection Agreements“. Derartige Vereinbarungen erlauben es dem Netzbetreiber, die Anschlussleistung bei Bedarf anzupassen. So kann er den Speicher gezielt zur Stabilisierung des Netzes einsetzen. Gleichzeitig blockiert das Projekt keine neuen Netzanschlüsse. Magnus Pielke, Geschäftsführer von „be.storaged“, sieht darin einen konkreten Ansatz für die Energiewende. „Wir nutzen die Fläche eines stillgelegten Kohlekraftwerks und greifen auf flexible Netzanschlusskapazitäten zurück“, sagt er.

Mit dem wachsenden Anteil erneuerbarer Energien steigt der Bedarf an flexiblen Lösungen. Wind- und Solarstrom schwanken im Tagesverlauf. Batteriespeicher gleichen diese Unterschiede aus und stabilisieren das Stromnetz.

Erfahrungen mit dieser Technik hat SWB bereits gesammelt. Am Standort Hastedt, einem Stadteil im Osten von Bremen, betreibt das Unternehmen seit 2019 das Hybridregelkraftwerk „HyReK“. Die Anlage erbringt Systemdienstleistungen für das Stromnetz und wandelt Strom über eine Power-to-Heat-Funktion in Wärme für das Fernwärmenetz um. Das Projekt im Industriehafen baut auf diesen Erfahrungen auf und erweitert sie um eine größere Speicherlösung.

Strom: Tendenziell etwas fester bei allerdings schwachen Umsätzen hat sich der deutsche Strommarkt am Donnerstag gezeigt. An der Börse wurde die Grundlast für den Montag mit 103,25 Euro gesehen. Am Mittwoch war der Donnerstag an der Börse mit 72,06 Euro je Megawattstunde ermittelt worden. Ursächlich für den Preisanstieg von Donnerstag auf Montag ist die geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung. Am Montag sollen sich die Beiträge von Wind und Solar auf 28,8 Gigawatt belaufen, während für den Donnerstag 31,7 Gigawatt vorhergesagt wurden. Als weiterer bearisher Faktor erweist sich die Last, die am Montag nur 52,3 Gigawatt betragen soll. Für den Donnerstag hatte MBI Research die deutsche Nachfrage mit 53,1 Gigawatt ermittelt. 

Am langen Ende legte das Cal 27 um 0,54 auf 91,70 Euro zu.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag etwas zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.47 Uhr um 0,25 auf 73,45 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur schwache 10,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 73,65 Euro, das Tief bei 72,43 Euro. Die erneute Eskalation im Konflikt zwischen Iran und den USA belastet den CO2-Markt, da Befürchtungen vor einer Rezession und steigender Inflation wieder aufkommen. Die Bullen werden aber weiter hoffen, dass der Rückgang nur temporär ist. Sollte dies der Fall sein, werden laut Redshaw Advisors 74 Euro und anschließend 74,74 Euro die entscheidenden Widerstandsmarken sein, die es zu beobachten gilt.

Erdgas: Etwas ermäßigt haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag. Am TTF verlor der Frontmonat Mai bis gegen 13.38 Uhr 0,650 auf 46,350 Euro je Megawattstunde. Der neue Frontmonat Juni sank 0,875 auf 46,525 Euro je Megawattstunde. Bei den Abgaben spielen saisonale Faktoren eine Rolle, da eine schwächere Nachfrage im Frühling und eine gewisse Nachfragezerstörung am LNG-Markt den unmittelbaren Aufwärtsdruck mindern, wie die Analysten von ING mitteilen. Unterdessen liegen die Füllstände der EU-Gasspeicher bei über 32 Prozent der Kapazität, was ebenso für eine kurzfristige Entlastung sorgt. Starke LNG-Zuflüsse von den Terminals in das Pipelinenetz stützen ebenfalls das Angebot, obwohl dieser Trend bei anhaltenden Störungen nicht von Dauer sein dürfte. Eine Hauptsorge ist der wachsende Aufschlag der asiatischen LNG-Preise gegenüber den europäischen Referenzwerten, was Ladungen von Europa abziehen könnte.