Das Programm richtet sich an Unternehmen, deren Anlagen dem europäischen Emissionshandelssystem EU-ETS 1 unterliegen. Laut dem BMWE sollen die Differenzverträge Unternehmen dabei unterstützen, ihre Produktionsverfahren im Einklang mit europäischen und nationalen Klimazielen weiterzuentwickeln. Gleichzeitig zielt das Programm darauf ab, die Wettbewerbsfähigkeit des Industriestandorts Deutschland zu sichern.

Überarbeitete Vertragsgestaltung

Das Ministerium hat die Ausgestaltung der CCfDs nach eigenen Angaben auf Basis von Rückmeldungen aus der Industrie und von weiteren Stakeholdern überarbeitet. Die Förderrichtlinie sei nun technologieoffener und flexibler. So wurden etwa die Anforderungen an die CO2-Minderung angepasst: Unternehmen müssen nach vier Jahren eine Emissionsreduktion von mindestens 50 Prozent gegenüber dem Referenzsystem erreichen, zuvor waren es 60 Prozent nach drei Jahren. Am Ende der Förderlaufzeit gilt eine Zielmarke von 85 Prozent statt bislang 90 Prozent.

Erstmals lässt das BMWE auch Projekte mit CO2-Abscheidung und -Speicherung beziehungsweise -Nutzung (CCU/S) zu, sofern es sich überwiegend um schwer vermeidbare Prozessemissionen handelt. Das betrifft laut Wirtschaftsministerium insbesondere Anwendungen in der Zement- und Kalkindustrie sowie bei Steamcrackern. Gleichzeitig wurden die Vorgaben für den Einsatz fossiler Energieträger in solchen Vorhaben angepasst.

Prozesswärme eingeschlossen

Darüber hinaus können künftig auch reine Industriedampfprojekte gefördert werden. Damit erweitert das BMWE den Förderrahmen auf Vorhaben, die ausschließlich der Bereitstellung von Prozesswärme dienen. Eine neue Regelung ermöglicht es Unternehmen zudem, bereits vor dem operativen Projektstart aus einem Vorhaben auszusteigen. Das soll laut BMWE die Planungssicherheit erhöhen, speziell bei Projekten, die von externen Faktoren wie Infrastruktur abhängen.

Auch die finanziellen Rahmenbedingungen wurden verändert. Mögliche Rückzahlungen, die bei Differenzverträgen entstehen können, wenn sich Marktbedingungen günstiger entwickeln als erwartet, werden begrenzt. Das reduziere bilanzielle Risiken und erleichtere Investitionsentscheidungen, heißt es dazu weiter. Zudem wurde die Möglichkeit geschaffen, den operativen Projektstart flexibler zu verschieben, um ihn besser an infrastrukturelle Voraussetzungen anzupassen.

Hintergrund

Teilnahmeberechtigt sind Unternehmen, die bereits am vorbereitenden Verfahren Ende 2025 erfolgreich teilgenommen haben. Sie können ihre Gebote bis zum 7. September 2026 einreichen. Die beihilferechtliche Genehmigung der überarbeiteten Förderrichtlinie durch die Europäische Kommission steht noch aus, wird laut BMWE jedoch in Kürze erwartet.

CO2-Differenzverträge gleichen über einen Zeitraum von 15 Jahren die Mehrkosten CO2-armer Produktionsverfahren im Vergleich zu konventionellen Technologien aus. Dabei berücksichtigen sie sowohl die Entwicklung der CO2-Preise im europäischen Emissionshandelssystem als auch die Energiepreise. Die Fördermittel werden über ein wettbewerbliches Gebotsverfahren vergeben. Ziel ist es laut BMWE, Projekte mit möglichst geringem Förderbedarf zu identifizieren und so die eingesetzten Mittel effizient zu nutzen.

Die Antragsunterlagen stehen auf der Website des Förderprogramms bereit.

Neben Roll gehören Andreas Gutschek, Vorstand Infrastruktur und Strategie der Stadtwerke Duisburg AG, als 1. Vizepräsident sowie Helge-Uve Braun, Technischer Geschäftsführer der Stadtwerke München GmbH, als 2. Vizepräsident dem Präsidium an.

Neu in den Vorstand gewählt wurden Martin Giehl, Mitglied des Vorstands der Mainova AG aus Frankfurt am Main, sowie Axel Pechstein, Bereichsleiter Kraft und Wärme der Sachsen Energie AG.
Und auch in der Geschäftsstelle wird es demnächst Veränderungen geben: Im Zuge der Mitgliederversammlung wurde der langjährige Geschäftsführer Werner Lutsch gewürdigt, der den Verband über 23 Jahre geprägt hat. Er bleibt noch bis Juni in der Geschäftsstelle und übergibt anschließend an seinen Nachfolger Frank Mattat, der seit April im Amt ist.

Der AGFW vertritt die Interessen von mehr als 740 Unternehmen der Wärmewirtschaft. Dazu zählen vor allem Stadtwerke, Energiedienstleister sowie Unternehmen aus Planung, Bau und Betrieb von Wärme- und Kältenetzen. Der Verband erarbeitet technische Regelwerke, berät Mitglieder fachlich und bringt sich in energiepolitische Prozesse ein, insbesondere zur Fernwärme und zur Wärmewende.

Grundlage ist die EU-Methanverordnung, die Betreiber von Gasnetzen, Gasspeichern, LNG-Terminals sowie Förderanlagen verpflichtet, ihre Methanemissionen zu erfassen und offenzulegen. Für das Berichtsjahr 2024 haben nach Angabe der DUH etwa 67 Prozent der Unternehmen entsprechende Daten eingereicht. Rund ein Drittel der Berichte fehlt, wie dem Bericht zu entnehmen ist vollständig. Für 2025 steigt die Quote nur leicht auf etwa 71 Prozent, womit weiterhin mehr als ein Viertel der Berichte ausbleibt.

Besonders deutlich werden die Defizite bei der Qualität der Daten. „Nur 7 Unternehmen dokumentieren, tatsächlich an der eigenen Infrastruktur gemessen zu haben.“ Das waren sechs Fernnetzbetreiber und ein Speicherbetreiber. Gleichzeitig geben rund 50 Prozent der Betreiber an, überhaupt keine Messungen durchgeführt zu haben, während etwa 19 Prozent Messungen lediglich behaupten.

Auch zwischen den einzelnen Betreibergruppen gibt es erhebliche Unterschiede. Bei den über 700 Gasnetzbetreibern liegt die Einreichungsquote bei etwa 68 Prozent für 2024 und 74 Prozent für 2025. Dagegen fällt die Bilanz bei LNG-Terminals deutlich schlechter aus: Für 2025 wurde kein einziger Bericht eingereicht. Damit fehlt an zentralen Importpunkten der Gasversorgung jede Transparenz über Methanemissionen.

Neben fehlenden Berichten kritisiert die DUH strukturelle Mängel in den eingereichten Daten. Häufig fehlen Angaben zu Standorten, Emissionsfaktoren oder Berechnungsmethoden. Ohne diese Informationen sind die Daten weder überprüfbar noch zwischen den Betreibern vergleichbar. 

Sascha Müller-Kraenner, Bundesgeschäftsführer der DUH, bewertet die Ergebnisse deutlich: „Unsere Auswertung zeigt eine Arbeitsverweigerung großer Teile der berichtspflichtigen Unternehmen.“ Zugleich verweist die Organisation darauf, dass die Anforderungen grundsätzlich umsetzbar sind.

In einzelnen Fällen, etwa bei kleineren Stadtwerken oder ausgewählten Netzbetreibern, werden die Vorgaben bereits erfüllt. Diese Beispiele zeigen, dass die Defizite weniger auf technische Hürden als auf mangelnde Umsetzung zurückzuführen sind.

Ein weiterer Kritikpunkt betrifft die Rolle der Behörden. In 10 von 16 Bundesländern ist bislang keine zuständige Stelle benannt worden. Zudem fehlt ein klarer Sanktionsrahmen. „Dass die Betreiber damit durchkommen, liegt an fehlenden Sanktionen und fehlender behördlicher Kontrolle“, so Müller-Kraenner. 

Die DUH hat nach eigenen Angaben Betreiber und Behörden informiert und prüft rechtliche Schritte. Ziel sei es, die Einhaltung der Berichtspflichten durchzusetzen und die Transparenz über Methanemissionen zu erhöhen.

Der Bericht „Methanverordnung: Emissionsberichte für Deutschland. Auswertung der Berichtsjahre 2024 und 2025“ ist auf der Internetseite der DUH zu finden.

Der Corona-Aufbaufonds war im Jahr 2021 geschaffen worden, um die wirtschaftlichen Schäden durch die Pandemie zu bewältigen. Um die Hilfen zu erhalten, müssen Mitgliedsstaaten einen Plan mit konkreten Investitions- und Reformvorhaben vorlegen. Insgesamt stehen Deutschland rund 30 Milliarden Euro an Zuschüssen aus dem Fördertopf zu. 80 Prozent davon sind Kommissionsangaben zufolge nun ausgezahlt.

Die Gelder sind leistungsabhängig und sollen erst dann gezahlt werden, wenn zugesagte Etappenziele und Zielwerte bei der Umsetzung von geplanten Reformen und Investitionen erreicht wurden. Da die Förderung Ende des Jahres ausläuft, müssen die Mitgliedstaaten alle noch offenen Etappenziele bis zum 31. August umsetzen und bis Ende September Geld beantragen.

Anfang April beobachtete das Vergleichsportal Verivox ein Dreijahreshoch bei den Preisen für Neukunden. Eine Botschaft, wie sie dieser Tage der Energieriese Eon hat verlauten lassen, findet da besonders Gehör. Man verstehe die Sorgen der Menschen gut, könne aber beruhigen, so Filip Thon, CEO von Eon Energie Deutschland, in einer schriftlichen Erklärung: „Wir als Eon werden die Strom- und Gaspreise für unsere Bestandskundinnen und -kunden in diesem Jahr stabil halten.“ Eon, so Thon weiter, habe Strom und Gas langfristig eingekauft und die benötigten Energiemengen in diesem Jahr bereits vollständig gedeckt. Das gelte auch für die grundversorgten Kunden.

Eine Einschränkung macht der Vorstandschef der Eon-Vertriebstochter: „Nicht möglich ist eine seriöse Prognose, die kurzfristige, regulatorische Eingriffe mit möglichen Veränderungen des Endkundenpreises aufgrund der aktuell herausfordernden, geopolitischen Lage betreffen“, schreibt er. Die Deutsche Presse-Agentur griff Thons Botschaft prompt auf.

Höhere Preise in Bremen

Dabei ist sie so neu nicht. Ähnlich äußerte sich EWE-Chef Stefan Dohler Mitte März gegenüber der dpa. „Wir haben wie immer Gasmengen für unsere Kunden beschafft“, zitierte ihn die Nachrichtenagentur. EWE habe einen sehr hohen Anteil von Festpreisverträgen, die Preise in der Regel für ein Jahr garantierten. „Da machen wir keine Abstriche“, so der Vorstandsvorsitzende des Oldenburger Versorgers. Auch in der Grundversorgung gebe es keine Anzeichen für eine notwendige Preiserhöhung. Anders sähe es aus, wenn der Konflikt sich noch länger hinzieht. 

In Bremen bleiben Gaskunden Preiserhöhungen hingegen nicht erspart. Der Konflikt im Nahen Osten entwickle sich zunehmend als Preistreiber im Energiehandel und für die Beschaffung, erläutert der Vertriebsgeschäftsführer der „swb“, Alexander Kmita, in einer Mitteilung Ende April. Das Energieunternehmen, das zu 100 Prozent der EWE gehört, setzt zum 1. Juli den Preis pro Kilowattstunde um 0,47 Cent hoch, der monatliche Grundpreis ändert sich nicht. 

Die Erhöhung betreffe sowohl die Grundversorgung als auch die weiteren SWB-Erdgasprodukte im Privat- und Gewerbekundensegment. Verträge mit Preisgarantie während der Erstlaufzeit seien davon ausgenommen. „Ohne die Anpassung zum 1. Juli 2026 können wir diese Mehrkosten nicht ausgleichen“, erklärt Kmita.

Ist der leichte Preisaufschlag in Bremen Vorbote einer Welle? Aktuell scheint der See still zu ruhen. „Für Kunden in derzeit laufenden Tarifen (Preisanpassungen i. d. R. zum Jahresbeginn erfolgt oder zeitlich fixierter Festpreis) bestehen bislang keine Auswirkungen“, berichtet der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) im „Quick-Check Gas- und Strompreise“ vom 28. April. Eine belastbare Prognose, ob und wann die Preisentwicklungen am Großhandelsmarkt bei Haushaltskunden Auswirkungen haben werden, wäre allein aufgrund der vielen Einflussfaktoren nur schwer möglich, betont der BDEW gegenüber der Redaktion.

Preisrückgang im April

Der Verband verweist auf die unterschiedlichen Beschaffungsstrukturen der Vertriebe oder auf den Punkt, wie viele Kunden in Fixpreistarifen sind und wie lange die Fixpreis-Periode noch läuft. Im Allgemeinen seien die privaten Endkundenpreise für Strom und Gas bei den meisten Lieferanten auf längere Zeit im Voraus fixiert und an den Terminmärkten abgesichert.

Bei den Gaspreisen für Neukunden stellt der BDEW für April einen leichten Rückgang fest. Zum Stichtag 1. April sah er den durchschnittlichen Erdgaspreis für ein Einfamilienhaus mit einem Jahresverbrauch von 20.000 kWh bei 12,82 Cent/kWh, auf Beschaffung und Vertrieb entfielen 6,49 Cent/kWh. Die neue Auswertung, Stichtag ist der 15., ergibt einen Preis von 12,45 Cent/kWh, Beschaffung und Vertrieb machen 6,17 Cent/kWh aus. Im Vergleich zu Jahresbeginn sei der durchschnittliche Gaspreis für Haushaltskunden für derzeit abschließbare Lieferverträge (Stichtag 15. April) um 1,3 Cent/kWh angestiegen, so die Analysten des BDEW.

Anzeichen dafür, dass Eon mit seiner Botschaft für Bestandskunden zur großen Ausnahme wird, sieht man auch bei Verivox nicht. Das Vergleichsportal betrachtet die Grundversorgungstarife als möglichen Indikator für die Preisentwicklung. Hier zeigt sich aktuell kein Muster, dass der Irankonflikt auf die Tarife durchschlägt“, so ein Sprecher des Portals zur Redaktion.

OMV Petrom und der staatliche Gasversorger Romgaz gaben am 4. April den feierlichen Startschuss zur Verlegung der 160 km langen Schwarzmeergasleitung, die ab 2027 vom Neptun Deep Projekt Gas an die Küste durchleiten soll. Die rumänische Tochter des österreichischen Mineralölkonzerns OMV und Romgaz sind an diesem Gasförderprojekt je zu 50 Prozent beteiligt. Die förderbaren Ressourcen belaufen sich ihren Angaben nach auf 100 Milliarden Kubikmeter Gas. 

Rund 50 Schiffe im Einsatz

Das erste Spezialschiff vom italienischen Unternehmen Saipem sei in Rumänien eingetroffen, teilten beide Unternehmen mit. Die Castoro 10 werde den ersten Abschnitt der Pipeline im Küstenbereich verlegen. Die Anbindung an der Küste erfolge über einen bereits gebauten Mikrotunnel beim Ort Tuzla. Für die Tiefseearbeiten und die Anbindung an die Förderplattform sollen die zwei Spezialschiffe Castorone und JSD 6000 von Saipem zum Einsatz kommen.

„Die Installationsarbeiten, die für dieses Jahr geplant sind, erfordern den Einsatz einer Flotte von rund 50 Schiffen. Bis zu zehn davon sind für die Pipelineverlegung zuständig“, erläuterte Cristian Hubati, Vorstandsmitglied von OMV Petrom und verantwortlich für Exploration und Produktion. Den Baubeginn der Hauptgaspipeline nannte Razvan Popescu, CEO von Romgaz „einen entscheidenden Meilenstein für das Projekt Neptun Deep.“ Die Aufnahme der kommerziellen Produktion werde mit der ersten Gaslieferung im Jahr 2027 Rumäniens Position in der Energieversorgungssicherheit auf nationaler und regionaler Ebene stärken.

Bauabschluss und Produktionsstart

„Neptun Deep ist ein strategisches Projekt für Rumänien und die Energiesicherheit der Region. Es umfasst Investitionen von rund 4 Milliarden Euro und geschätzt eine Erdgasproduktion von rund 8 Milliarden Kubikmetern im Jahr“, unterstrich Christina Verchere, CEO von OMV Petrom.

Geplant ist, in diesem Jahr den Bau der Offshore-Pipeline, der Unterwasseranlagen und der Produktionsplattform abzuschließen, um die Produktion im Jahr 2027 aufzunehmen. Dann verdoppelt sich die Gasförderung in Rumänien knapp, während das Land rund 9 Milliarden Kubikmeter Gas im Jahr selbst verbraucht und die nötige Restmenge bislang über die russische Schwarzmeergasleitung Turkstream importiert. Mit der Gasproduktion beim Projekt Neptun Deep wird Rumänien zum größten Gasexporteur in der Europäischen Union. 

Gasexporte in der EU
„Dies verschafft Rumänien eine viel größere Bühne in der Europäischen Union, und genau das können solche großen Energieprojekte bewirken“, erklärte Verchere laut Reuters bei der Zeremonie zum offiziellen Baubeginn der Pipeline und ergänzte: „Ich denke, es erinnert uns daran, dass wir, wenn wir Zugang zu einheimischem Erdgas hier in Europa haben, dieses auch entwickeln und sicherstellen sollten.“ Lieferungen davon sollen Deutschland und die Moldau erhalten. Weitere europäische Länder wie die Slowakei hätten ebenfalls Interesse bekundet.

Im vergangenen Jahr hatte Uniper mehrere langfristige Gaslieferverträge abgeschlossen, um die Gasbeschaffung zu diversifizieren. „Dazu gehören zwei Verträge mit dem rumänischen Gasproduzenten OMV Petrom SA über Gaslieferungen innerhalb der EU. Diese Verträge umfassen die Lieferung von insgesamt 14 Terawattstunden Gas über einen Zeitraum von bis zu fünf Jahren, beginnend im Oktober 2027“, ließ Uniper am 11. März wissen. Dann tritt auch das Importverbot der EU für russisches Pipelinegas in Kraft. Die Umweltorganisation Urgewald kritisierte indes im Januar Neptun Deep und prangerte an, dass es das fragile Ökosystem im Schwarzen Meer gefährde.

Die erwarteten förderbaren Ressourcen liegen bei rund 27,6 Millionen Barrel Öläquivalent, überwiegend Gas. Das Feld war bereits 1978 entdeckt worden, galt jedoch bislang als unrentabel. Vor dem Hintergrund des gestiegenen Bedarfs an norwegischem Gas nach dem russischen Angriff auf die Ukraine wurde die Lagerstätte im Jahr 2023 erneut bewertet.

„Die Partnerschaft erkannte die Möglichkeit, in einer herausfordernden Zeit zur Energiesicherheit Europas beizutragen“, sagt Linda Kada Hoiland, Senior Vice President für Spätphasenfelder bei Equinor und neu ernannte Vice President für Statfjord in Exploration & Production Norway. „Wir erstellten einen ehrgeizigen Plan für eine schnelle, kosteneffiziente und sichere Entwicklung, der nun umgesetzt wurde. Eirin wird die Produktion der Gina-Krog-Plattform um sieben Jahre verlängern. Das bedeutet Gas für Europa und weiterhin eine gute Wertschöpfung aus den mit der Plattform verbundenen Arbeitsplätzen.“

Durch die Anbindung des Feldes wird die wirtschaftliche Lebensdauer der Plattform Gina Krog von 2029 auf 2036 verlängert. Die Gesamtinvestitionen belaufen sich auf rund 4,5 Milliarden norwegische Kronen (rund 415 Millionen Euro).
Von der Projektinitiierung im Januar 2023 bis zum Produktionsstart vergingen rund drei Jahre, Equinor spricht von einer „Rekordzeit“. Die finale Investitionsentscheidung fiel nach einer Reifephase von 4,5 Monaten. Die Entwicklung basiert auf standardisierten Unterwasserlösungen und nutzt vorhandene Infrastruktur, einschließlich Steigleitungen. Das Feld liegt in einer Wassertiefe von etwa 120 Metern, bei einer Lagerstättentiefe von rund 4.000 Metern. 

Partner im Lizenzgebiet sind Equinor als Betriebsführer mit 58,7 Prozent sowie Orlen Upstream Norway AS mit 41,3 Prozent.

Die Projekte „Klötze II“, „Salzwedel“ und „Seehausen“ sollen laut den Unternehmen im zweiten Halbjahr 2026 in Betrieb gehen. Anschließend übernimmt Statkraft die Vermarktung und Optimierung der Anlagen. Die installierte Photovoltaikleistung beträgt insgesamt 34,5 MW. Hinzu kommen Batteriespeicher mit einer Leistung von 12 MW und einer Kapazität von 24 MWh. Nach Angaben der Partner werden die Speicher ausschließlich über die jeweils angeschlossenen PV-Anlagen geladen.

Geteilte Erlöse

Die Vertragslaufzeit ist bis 2031 angesetzt. Beide Unternehmen streben darüber hinaus eine längerfristige Zusammenarbeit an. Statkraft übernimmt im Rahmen der Vereinbarung die Direktvermarktung des erzeugten Stroms aus den PV-Anlagen. Für die Batteriespeicher haben die Partner ein Erlösmodell vereinbart, bei dem die Einnahmen zwischen den Parteien aufgeteilt werden.

Im operativen Betrieb koordiniert Statkraft nach eigenen Angaben die Steuerung von Stromerzeugung, Speicherung und Vermarktung. Dabei werden Lade- und Entladevorgänge der Speicher mit der PV-Erzeugung sowie mit Markt- und Netzsignalen abgestimmt. Diese integrierte Bewirtschaftung soll zusätzliche Erlösmöglichkeiten erschließen und gleichzeitig nachvollziehbare Erlösstrukturen schaffen, die für die Finanzierung der Projekte relevant sind.

Marktsignale für flexiblere Nutzung der Energie

Sascha Schröder, Vice President Central European Origination bei Statkraft, erklärte dazu: „Die Kooperation zeigt, wie sich erneuerbare Energien unter veränderten Marktbedingungen wirtschaftlich und systemdienlich integrieren lassen.“ Green-Co-Location sei ein wichtiger Bestandteil für die nächste Generation von Anlagen in Deutschland.

Auch Klaas Bauermann, bei Statkraft Deutschland für den Bereich New Business verantwortlich, verwies auf die Bedeutung der integrierten Steuerung. „Ziel ist es, Anlagen anhand von Preissignalen zu betreiben und Flexibilität zu nutzen, um zusätzliche Erlöse aus kurzfristigen Marktchancen zu generieren“, erläuterte Bauermann.

Maximilian Lanig, Chief Investment Officer der Suncatcher-Gruppe, erklärte, man habe gezielt nach einem Partner gesucht, der Erfahrung in Kurzfristmärkten mitbringe. Das vereinbarte Modell verbinde Anlagenoptimierung mit transparenten Erlösstrukturen und könne die Ertragsqualität der Projekte erhöhen.

Mit der Kooperation baut Statkraft sein Engagement im Bereich kombinierter Erzeugungs- und Speicherlösungen weiter aus. Nach Unternehmensangaben folgt der Schritt auf ein erstes eigenes Green-Co-Location-Projekt in Zerbst in Sachsen-Anhalt, das im Rahmen einer Innovationsausschreibung realisiert wurde. Die Partnerschaft mit Suncatcher sei damit Teil der Strategie, das Portfolio um flexible Vermarktungs- und Betriebsmodelle zu erweitern.

Im Jahr 2027 soll das Gemeinschaftsunternehmen in der Pfalz die Arbeit aufnehmen. Die Versorger und ihre Mütter, die jeweiligen Kommunen, hätten sich auf den Namen „Stadtwerke an der Weinstraße GmbH“ geeinigt, so eine Sprecherin der Stadt Bad Dürkheim auf Anfrage dieser Redaktion.

In einer gemeinsamen Mitteilung lassen die Spitzen der Rathäuser und der Stadtwerke keinen Zweifel daran, dass sie die mit der Energiewende verbundenen Prozesse im Zusammenschluss besser steuern können. Dabei denken sie an regulatorische Vorgaben einerseits und Anforderungen an Netze, Steuerung und Digitalisierung andererseits.

Die Fusion sei „der richtige Schritt, um die Stadtwerke nachhaltig und zukunftssicher aufzustellen“, sagt etwa Bürgermeister Dieter Dörr (CDU) aus Deidesheim. Nach Aussagen der Beteiligten soll sich für die Kundschaft wie für die Beschäftigten kaum etwas ändern. Ein Stellenabbau sei nicht geplant, die Kundenzentren vor Ort blieben mit den Ansprechpersonen erhalten.

Durch das Zusammengehen will der neue Versorger Aufgaben bündeln. Das würde die einzelnen Mitarbeitenden entlasten und den Arbeitgeber attraktiver machen, heißt es in der Mitteilung weiter. Aktuell seien rechtliche, wirtschaftliche und technische Fragen in Arbeit.

Die Stadtwerke an der Weinstraße werden über insgesamt 30.000 Abnahmestellen für Strom, Gas und Wasser verfügen. Die Anteile der drei Kommunen am kommenden Versorger sollen sich nach ihrer jeweiligen Größe richten. Bad Dürkheim als Kreisstadt wäre mit rund 20.000 Menschen damit stärkster Partner, gefolgt von den Verbandsgemeinden Deidesheim (rund 11.000) und Wachenheim (rund 10.000).

Denkbar ist, dass die Dürkheimer Stadtwerke dann auch den Geschäftsführer des Weinstraßen-Versorgers stellen. Aktuell sind Peter Kistenmacher (Bad Dürkheim), Alexander Will (Deidesheim) und Dieter Panzer (Wachenheim) die Verantwortlichen der noch eigenständigen drei Stadtwerke.

Zwischen den Versorgern gibt es schon längere Zeit eine Zusammenarbeit. So bündelten sie Anfang 2025 ihre Aktivitäten rund um die Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge in der gemeinsamen „PfalzLader GmbH“ (wir berichteten).

Nach Angaben von Total Energies werden alle Ladesäulen ausschließlich mit Strom aus erneuerbaren Energiequellen betrieben. Dies werde durch entsprechende Herkunftsnachweise belegt. Der Standort sei bewusst gewählt worden, da er sich in einem stark frequentierten Bereich mit hoher Verkehrsdichte befinde. Zielgruppe sind laut Unternehmen sowohl Beschäftigte der umliegenden Bürostandorte in der Europacity als auch Gewerbetreibende wie Taxiunternehmen sowie Privatpersonen.

Der Ladehub ist vollständig überdacht und verfügt über zusätzliche Serviceangebote. Dazu zählen unter anderem Reifenluftdruckmessgeräte und Staubsauger. Außerdem hat Total Energies zwei barrierefreie Ladeplätze eingerichtet, um die Nutzung für Menschen mit eingeschränkter Mobilität zu erleichtern.

Europäisches Ladenetz wird ausgebaut

Jan Petersen, Geschäftsführer der Total Energies Charging Solutions Deutschland GmbH, erklärte: „Wir bauen Schnellladeangebote gezielt an stark frequentierten Verkehrsknotenpunkten aus.“ Der neue Standort am Berliner Hauptbahnhof sei ein weiterer Schritt, um die Ladeinfrastruktur in der Hauptstadt zu verdichten. Bereits im Vorjahr hatte das Unternehmen einen vergleichbaren Ladehub am Flughafen Berlin-Brandenburg eröffnet.
 
Total Energies baut sein Ladegeschäft in Europa seit einigen Jahren aus. Nach eigenen Angaben betreibt das Unternehmen derzeit mehr als 80.000 Ladepunkte in verschiedenen Segmenten. In Deutschland umfasst das Netz aktuell über 8.000 Ladepunkte. Neben eigenen Standorten setzt der Konzern auch auf Kooperationen mit Partnern, etwa im Einzelhandel oder bei Einkaufszentren.

Darüber hinaus beteilige sich Total Energies an staatlich initiierten Förderprogrammen. Im Rahmen der Ausschreibung für das Deutschlandnetz erhielt das Unternehmen 2023 den Zuschlag für den Bau und Betrieb von 1.100 Schnellladepunkten an 134 Standorten. Diese sollen sowohl im ländlichen Raum als auch in suburbanen und urbanen Gebieten entstehen. Ein Jahr später folgte laut Unternehmen ein weiterer Zuschlag für 166 Schnellladepunkte entlang von Autobahnen.

Mit dem neuen Standort in Berlin erweitert Total Energies seine Präsenz in innerstädtischen Lagen. Der Fokus liege dabei auf hochleistungsfähiger Ladeinfrastruktur, die kurze Ladezeiten ermöglichen soll und sich in bestehende Verkehrsstrukturen integriert.

Der geplante Batteriespeicher soll vor allem das Lastmanagement unterstützen. Laut einer Mitteilung von Arcelormittal kann das Werk seine Anlagen während der laufenden Produktion nicht einfach abschalten. Der Speicher soll daher automatisch in festgelegten Zeitfenstern laden und entladen. So will Arcelormittal die Stromnachfrage in Phasen hoher Netzlast glätten und Lastspitzen vermeiden.

Arcelormittal zählt zu den großen Stahlherstellern in Deutschland und betreibt hierzulande mehrere Produktionsstandorte. Das Unternehmen produziert nach eigenen Angaben rund 8 Millionen Tonnen Rohstahl im Jahr und beschäftigt in Deutschland etwa 9.400 Mitarbeiter. Zum Kundenkreis gehören unter anderem die Auto-, Bau- und Verpackungsindustrie sowie Hersteller von Haushaltswaren. In Bremen betreibt Arcelormittal ein integriertes Flachstahlwerk.

EDF Power Solutions Deutschland entwickelt, baut und betreibt Projekte in den Bereichen Windenergie und Photovoltaik im Eigenbestand. Darüber hinaus bietet das Unternehmen Batteriespeicherlösungen sowie grüne Stromerzeugung für Wasserstoffprojekte an. Die deutsche Gesellschaft gehört zur internationalen EDF Power Solutions Gruppe, die in mehr als 25 Ländern aktiv ist. In Deutschland arbeitet EDF nach eigenen Angaben seit über 20 Jahren mit Teams in Berlin, Stuttgart und Hamburg.

Mehr Flexibilität im Lastmanagement

Für energieintensive Industriebetriebe kann ein Batteriespeicher mehrere Aufgaben verbinden. Er stellt kurzfristig Leistung bereit, nimmt Strom auf und schafft damit Spielraum im Betrieb. Arcelormittal will die Anlage zudem flexibel am Strommarkt einsetzen. Das Unternehmen nennt dabei zwei Ziele: Stromerlöse erzielen und Beschaffungskosten reduzieren.

Laut Arcelormittal deckt die Speicherkapazität einer einmal vollständig geladenen Batterie rechnerisch den Stromverbrauch eines Ein- bis Zwei-Personen-Haushalts mit einem Jahresverbrauch von 2.500 kWh über etwa 20 Jahre. Die Berechnung berücksichtigt keine Nachladung.

EDF Power Solutions Deutschland übernimmt laut Mitteilung im Rahmen eines zehnjährigen Servicevertrags die technische Auslegung, die Installation sowie Service und Wartung. Angaben zu Investitionskosten oder zum geplanten Inbetriebnahmetermin enthält die Pressemeldung nicht.

Der Standort Bremen gehört zu den vier großen Produktionsstandorten von Arcelormittal in Deutschland. Neben dem integrierten Flachstahlwerk in Bremen mit der Kokerei in Bottrop betreibt das Unternehmen ein weiteres Flachstahlwerk in Eisenhüttenstadt sowie Langstahlwerke in Hamburg und Duisburg. Hinzu kommen nach Unternehmensangaben weitere Produktions-, Vertriebs- und Handelsstandorte.

Seismische Verfahren erfassen die Ausbreitungsgeschwindigkeit von Wellen im Untergrund, die je nach Material variiert und Rückschlüsse auf geologische Strukturen erlaubt. Für die Interpretation dieser Daten ist die Umrechnung der gemessenen Laufzeiten in Tiefen entscheidend. Hier setzt das neue Modell an, indem es flächendeckend Geschwindigkeitsinformationen im großräumigen Maßstab bereitstellt. 

Die Anwendungsmöglichkeiten reichen von der Geothermie-Erkundung über die Seismologie bis zur Umwandlung von Zeit- in Tiefendaten. „Wir haben schon zahlreiche Nachfragen“, sagt Jennifer Ziesch, Projektleiterin beim LBEG.

Das Modell entstand im vierjährigen Verbundprojekt „Tieferer Untergrund Norddeutsches Becken Velocity 2.0“ (TUNB Velo 2.0). Unter der Federführung der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) in Hannover haben die Staatlichen Geologischen Dienste Mecklenburg-Vorpommerns, Niedersachsens, Sachsen-Anhalts und Schleswig-Holsteins jeweils die Festlandgebiete ihrer eigenen Bundesländer bearbeitet, während die BGR den deutschen Teil der Nordsee übernommen hat.

„Wir haben aus bestehenden geologischen Übersichtsmodellen ein Volumenmodell mit 14 lithostratigraphischen Horizonten, Salzstrukturen und Störungen erstellt, in dem die Geschwindigkeiten hinterlegt sind“, erklärt Ziesch. Das Modell umfasst 19 Kacheln und bildet die Geschwindigkeitsverhältnisse von Zechsteinformationen in mehreren tausend Metern Tiefe bis zur Geländeoberkante ab. 

Die Daten sind über den „NIBIS-Kartenserver“ des LBEG öffentlich zugänglich und können über einen 3D-Viewer visualisiert werden. Zusätzlich stellt das LBEG die Modelle auf Anfrage kostenfrei bereit, sowohl als Intervallgeschwindigkeiten im Tiefenbereich als auch als Durchschnittsgeschwindigkeiten im Zeitbereich. Damit steht eine Datengrundlage für Anwendungen in Wissenschaft, Wirtschaft und Behörden zur Verfügung.

Autohersteller mit Hauptsitz in der EU dominieren die Produktion außerhalb der USA in Nordamerika vor Japan und Korea. In der EU hingegen haben US-Unternehmen einen geringeren Anteil an der E-Fahrzeug-Produktion, da chinesische, japanische und koreanische Unternehmen mit ihren lokal produzierten Fahrzeugen konkurrieren. In China wird ein kleiner Teil der Fahrzeuge von US-Unternehmen produziert - Tesla betreibt zwei Werke in der Nähe von Shanghai. Sonst konzentriert sich das Land auf Joint Ventures mit nichtchinesischen Herstellern.

Mit 37,5 MW Leistung soll es sich bei dem Park im niedersächsischen Varel um Deutschlands bislang größte Sammlung von Solarmodulen in einem Moorgebiet handeln. Sie ist ein gemeinsames Vorhaben des Solarpark-Entwicklers WI Energy GmbH aus Trier (Rheinland-Pfalz), zwei Landwirten aus Varel und des Anlagenbauers EMT2 GmbH aus Lünne im Emsland (Niedersachsen).

Ursprünglich sollten sich die Kollektoren nur entlang der Autobahn 29 und einer Bahnstrecke aufreihen. Dann erweiterten die Verantwortlichen den Bereich auf ein renaturiertes Moor und erarbeiteten mit dem innovativen „Moor-PV-Konzept die Vision für ein größeres Projekt“, so Ingo Berens, neben Michael Reichert einer der Geschäftsführer von WI Energy. Das Vorhaben besteht nunmehr aus zwei Teilprojekten mit verschiedenen Netzanbindungspunkten.

So erstreckt der Solarpark sich heute auf einer Fläche von etwa 40 Fußballfeldern und besteht ferner aus 18 Transformatoren. Er kann rechnerisch mehr als 9.000 Haushalte mit Ökostrom versorgen und dabei im Vergleich zu fossiler Energieerzeugung mehr als 23.000 Tonnen CO2 einsparen. Ein besonderer Aspekt ist das Erzeugen von Solarstrom auch aus dem Licht, das die feuchte Moorfläche in Richtung der Kollektoren reflektiert.

Die Moorfläche steht künftig auch für eine landwirtschaftliche Nutzung offen. Schafe oder Rinder sollen unter den Modulen weiden können. Platz genug ist da, weil die Elemente in bis zu 2,10 Metern Höhe angebracht sind. Wegen der Besonderheiten des Moorbodens haben die Projektträger weitere Maßnahmen ergreifen müssen. Das Material der Ständer, Stahl, ist speziell beschichtet, um Rost zu vermeiden. Die Unterkonstruktion reicht dabei bis zu 4,50 Meter tief ins Erdreich.

Ein Wissenschaftsteam der Universität Greifswald hat ein besonderes Auge auf das Projekt geworfen. Es prüft die natürlichen CO2-Emissionen des Moores unter den Bedingungen eines Solarparks. Auch analysiert die Hochschule fortlaufend die Entwicklung des Tier- und Pflanzenbestands.

Und so sieht das Geschäftsmodell von Reel aus: Strom aus Solar- und Windkraft sowie aus Batteriespeichern wird in einem optimierten Mix gebündelt und über langfristige Lieferverträge (PPA) Unternehmen bereitgestellt. Die können so erneuerbare Energie zu festen Preisen erhalten und damit Planungssicherheit bei den Stromkosten gewinnen. Auf der Erzeugerseite handeln Reels Algorithmen Strom in Echtzeit über mehrere Märkte hinweg – mit dem Ziel, Erlöse zu maximieren und diese Einnahmen langfristig für die Finanzierung neuer Projekte im Bereich erneuerbare Energien zu verwenden. 

Deutschland als prägender Energiemarkt des Jahrzehnts

„Deutschland ist der prägende Energiemarkt dieses Jahrzehnts – das Ausmaß der notwendigen Transformation ist enorm, und das Zeitfenster, sie richtig zu gestalten, ist schmal. Reel hat etwas Seltenes geschaffen: ein Modell, das erneuerbare Energie für Erzeuger profitabel, für Unternehmen kalkulierbar und für das Netz beherrschbar macht. Das ist es, was Deutschland jetzt braucht – und der Grund, warum wir bei Reel investiert haben”, erklärte dazu Ohad Mamann vom Investment Partner Future Energy Ventures. 

Zu den Kunden zählen Unternehmen aus Branchen wie Industrie, Immobilien, Medien und Hotellerie sowie Energieerzeuger wie Eurowind Energy, Momentum Energy Group und Green Wind. In Deutschland ist Reel bereits aktiv und übernimmt die Vermarktung für Projekte von Erzeugern wie Blue Elephant Energy und Greenwind. Mit der Series A im Volumen von 15 Millionen Euro will Reel nun ein eigenes Vertriebsteam vor Ort aufbauen, das bis Ende 2026 vollständig stehen soll. 

„Reel verschafft Unternehmen kalkulierbare Strompreise und Energieerzeugern bessere Renditen auf ihre Erneuerbaren-Anlagen. Wenn beide Seiten des Marktes funktionieren, entstehen neue Projekte – und genau das treibt die Energiewende voran“, so Anders Engtoft Meldgaard, Chief Commercial Officer bei Reel. 

Jon Sigvert, Chief Executive Officer, Reel: „Erneuerbare Energien sind Europas Weg zur energiepolitischen Unabhängigkeit – aber nur, wenn die Wirtschaftlichkeit für alle Beteiligten stimmt. Hohe Preisvolatilität und sinkende Projektrenditen drohen den Ausbau ausgerechnet zum falschen Zeitpunkt zu bremsen. In Dänemark haben wir Unternehmen und Energieerzeugern geholfen, erneuerbare Energie profitabel und planbar zu halten. Dieses Modell skalieren wir nun gemeinsam mit der Expertise von Future Energy Ventures in Deutschland.“

Die Neubesetzung der Geschäftsführung in Bad Kreuznach ist erforderlich, weil Christoph Nath im Oktober 2025 zum Stadtwerkeverbund Remscheid gewechselt war (wir berichteten). Für den Übergang rückte der stellvertretende Geschäftsführer Klaus-Dieter Dreesbach in die vorderste Führungsposition. Der Vertrag des Mittsechzigers bei den Stadtwerken ende mit Ablauf des Monats August 2026, heißt es in einer Mitteilung des Unternehmens.

Jörg Fritz übernimmt bereits zum 1. August die Geschäftsführung und kann dann noch einen Monat lang auf die Erfahrung und Dienste seines Vorgängers zurückgreifen. Der neue Chef kennt seinen künftigen Arbeitgeber übrigens. Von 2002 bis 2007 war er gut fünf Jahre lang als Vertriebsleiter für die Stadtwerke tätig.

Danach wechselte er laut eigener Angabe im Berufenetzwerk Linkedin ins Saarland. Mehr als 14 Jahre schloss er sich den Stadtwerken Homburg an, zunächst ebenfalls als Vertriebsleiter und dann auch als kaufmännischer Geschäftsführer. In den vergangenen fünfeinhalb Jahren fungierte Fritz als Beteiligungsmanager für den Saarbrücker Regionalversorger Energis.

Laut Stadtwerken hat der mit Jörg Fritz geschlossene Vertrag eine Laufzeit von fünf Jahren bis Ende Juli 2031. Fritz ist ausgebildeter Ingenieur für Elektrotechnik und Energietechnik mit Diplom und verfügt zudem über einen Abschluss als technischer Betriebswirt.

Seedorff ist als CEO verantwortlich für den Bereich der Konzernentwicklung und zugleich erster Werkleiter. Er arbeitet in der Unternehmensleitung mit Arne Mietzner (Werkleiter Kommunikation) und Nico Schellmann (Werkleiter Energie) zusammen. Die Stellenausschreibung im Internet gibt als Ende der Bewerbungsfrist den 3. Juni an, eine Personalberatungsfirma ist in den Auswahlprozess eingeschaltet.

Der jüngste verfügbare Geschäftsbericht für das Jahr 2024 wies Seedorff als Höchstverdiener im Werkleiter-Bunde aus, mit gut 228.000 Euro an Gesamtbezügen. Das sind rund 12.000 Euro beziehungsweise 13.000 Euro mehr als die anderen Werkleiter verdienten. In jenem Jahr wies Norderstedt einen Überschuss in Höhe von rund 7 Millionen Euro aus und beschäftigte knapp 400 Menschen.

Der regionale Versorger vor den Toren Hamburgs sieht sich laut Annonce in einem „fundamentalen Wandel“ begriffen. Der neue Werkleiter soll daher mithelfen, den Weg vom „klassischen Commodity-Versorger hin zu einem IT-getriebenen Infrastruktur- und Servicedienstleister“ zu gehen.

Die Aufgabenbereiche in der Konzernentwicklung sind vielfältig. Zur strategischen und operativen Entwicklung der Unternehmensgruppe kommt ferner die Co-Geschäftsführung der Telekommunikationstochter „wilhelm.tel GmbH“ mit dem Ausbau des Glasfasernetzes.

Dazu liegt die langfristige Wirtschafts- und Investitionsplanung sowie die Finanzhoheit in den Händen der neuen Führungskraft. Aufbrechen soll der oder die CEO darüber hinaus die „ressortorientierte Struktur“ zugunsten einer „modernen, funktionalen Unternehmensführung“.

Der Vorstand der Schleupen SE besteht künftig aus drei Personen. Neben Heineke gehören dem Gremium weiter Dr. Volker Kruschinski als Vorstandsvorsitzender sowie Chief Executive Officer (CEO) und Chief Market Officer (CMO) an sowie Dr. Ekkehard Rosien, der unter anderem für Recht und Compliance verantwortlich ist.

„Kersten Heineke wird künftig die Bereiche Dienstleistung, Kundenservice sowie Finanzen, Personalwesen und die sonstigen administrativen Bereiche verantworten“, heißt es weiter. Er studierte Wirtschaftswissenschaften in Barcelona und St. Gallen und war 16 Jahre bei McKinsey tätig, davon zehn Jahre als Partner. Zum 1. Oktober 2025 nach dem Ausscheiden seines Vaters, Heinz Heineke, wurde er in den Schleupen-Aufsichtsrat berufen.

Mit der Schaffung der COO-Position reagiert Schleupen auf die positive Geschäftsentwicklung, das weitere Wachstum und die zunehmende Komplexität der operativen Prozesse, so das Unternehmen.

Für das frei gewordene Mandat hatten sich acht Kandidatinnen und Kandidaten aus dem Kreis der Mitglieder zur Wahl gestellt. Sie repräsentierten sowohl kleinere als auch größere Unternehmen und brachten unterschiedlich lange Erfahrung im Netzwerk mit. „Die Bandbreite der Bewerbungen zeigt, wie stark die Identifikation mit dem Netzwerk ist, unabhängig von Unternehmensgröße oder Dauer der Zugehörigkeit. Viele haben betont, dass sie etwas zurückgeben und die gemeinsame Arbeit aktiv mitgestalten wollen“, berichtet Benjamin Pehle, Geschäftsführer der Netzwerkpartner, von der Mitgliederversammlung. 

Jennifer Strücker leitet die Stadtwerke Geldern in Nordrhein-Westfalen seit 2016 und engagiert sich seitdem auch im Netzwerk. Sie will nach eigenem Bekunden vor allen die Sichtweise kleinerer Stadtwerke aktiv in die Vorstandsarbeit einbringen. Neben der Neuwahl wurden Achim Schröder, Christian Hemmersbach, Annika Schul, Michael Hartel (Westenergie), Arne Wendt (Service Plus) und Holger Schwenke (SVO Holding) in ihren Ämtern bestätigt.
 
„Die Wahl zeigt, wie wir Kontinuität und neue Perspektiven zusammenbringen. Mit den wiedergewählten Vorstandsmitgliedern sichern wir Verlässlichkeit, während wir mit Jennifer Strücker eine praxisnahe und erfahrene Stimme aus der Branche gewinnen“, kommentiert Frank Kindervatter, Vorstandsvorsitzender des Vereins und des Mitglieds „NEW AG“, das Ergebnis der Abstimmung. 

Der Vorstand der Netzwerkpartner setzt sich aktuell wie folgt zusammen: 

• Vorstandsvorsitzender: Frank Kindervatter (NEW)
• Stellvertretender Vorstandsvorsitzender: Achim Schröder (Westenergie)
• Michael Hartel (Westenergie)
• Christian Hemmersbach (Westenergie)
• Jennifer Strücker (Stadtwerke Geldern)
• Stephan Lommetz (Stadtwerke Neuss Energie und Wasser)
• Annika Schul (Westenergie)
• Holger Schwenke (SVO Holding)
• Jürgen Schäpermeier (Stadtwerke Unna)
• Michael Stangel (Westenergie)
• Reiner Timmreck (Stadtwerke Iserlohn)
• Arne Wendt (SERVICE PLUS) 

Über die Netzwerkpartner 

Die Netzwerkpartner sind rund 140 Stadtwerke – regionale und überregionale Energieversorger und Netzbetreiber aus ganz Deutschland sowie die Westenergie – die sich in einem Verein ohne Gewinnerzielungsabsicht zusammengetan haben. Durch nachhaltige Kooperationen ermöglicht der Verein den schnellen Zugang zu Kompetenzen und Lösungen für das Gelingen der Energiewende. Die Netzwerkpartner verstehen sich als Community für Wissenstransfer, Lösungsentwicklung und Vernetzung auf strategischer und operativer Ebene.

Strom: Tendenziell fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt. Der Day-ahead jedoch verlor 6,25 auf 122,75 Euro je Megawattstunde im Base und 5,25 auf 116,00 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse wurde die Grundlast mit 122,44 Euro ermittelt, die Spitzenlast mit 115,82 Euro. Händler verweisen auf die höheren Beiträge von Wind und Solar als Grund für die Abschläge beim Day-ahead. Allerdings wird für den Mittwoch mit 54,3 Gigawatt etwas mehr Last als für den Dienstag (53,9 Gigawatt) prognostiziert, was den Abwärtsdruck auf den Day-ahead-Preis dämpft. Für den Donnerstag und Freitag rechnet Eurowind mit einer Einspeiseleistung sehr deutlich unter 20 Gigawatt.

Am langen Ende legte das Cal 27 infolge der festeren Preise für Kohle und des festen Preisniveaus bei Gas um 0,72 auf 93,24 Euro zu. 
CO2: Fester haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.30 Uhr um 1,55 auf 74,59 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 10,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 74,62 Euro, das Tief bei 72,73 Euro. Auch die CO2-Preise befinden sich im Bannkreis des Irankriegs. Steigende Preise für Gas und Öl infolge der Sperrung der Straße von Hormus sind oft mit niedrigeren Notierungen für CO2 verbunden. Da sich dort die Situation von Tag zu Tag, wenn nicht gar von Stunde zu Stunde ändert, ist es sehr schwer, Prognosen zur weiteren Entwicklung am CO2-Markt abzugeben. Allerdings hat sich für CO2 unter dem Eindruck des Krieges eine breite Handelsspanne herausgebildet. Den Analysten von Redshaw Advisors zufolge wäre ein Durchbruch im Mittleren Osten nötig, um CO2 aus seiner derzeitigen Trading Range herauszuheben.

Marktimpulse könnten sich für CO2 auch aus der Veröffentlichung der neuen Benchmark-Werte durch die EU-Kommission ergeben. Die Benchmarkwerte sind letztlich der entscheidende Maßstab für die Zuteilung von kostenlosen Zertifikaten. Hierzu soll es laut einer durchgesickerten Präsentation der Europäischen Kommission ein neues System geben, das auch die indirekten Emissionen bei der Benchmarkberechnung berücksichtigt, sodass diese größtenteils höher als bisher ausfallen dürften. Laut Bloomberg wird die EU-Kommission die neuen Pläne und Benchmarks im Laufe dieses Monats vorlegen, sodass diese dann bis zum 2. Juni finalisiert werden sollen. Trotz der sich abzeichnenden höheren kostenlosen Zuteilungen als bislang erwartet bleibt der strukturelle Trend eines steigenden CO2-Preises der Commerzbank zufolge bestehen.

Unterstützung sieht Redshaw Advisors auf dem Fibonacci Niveau von 72,35 Euro. CO2-Bullen müssen danach streben, die Widerstandsmarken von 73,28 Euro und 74 Euro nachhaltig zu nehmen.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Dienstag auf erhöhtem Niveau uneinheitlich gezeigt. Der Frontmonat Juni am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.36 Uhr um 0,445 auf 48,160 Euro je Megawattstunde. Gas vollzog damit in abgeschwächter Form die Bewegung von Brent nach, das ebenfalls Abgaben verzeichnete. Der Day-ahead am deutschen THE allerdings erhöhte sich um 1,405 auf 49,075 Euro je Megawattstunde. Der Gasflow aus Norwegen betrug am Berichtstag recht schwache 281,1 Millionen Kubikmeter. Von den Wetteraussichten für Deutschland und Nordwesteuropa könnten zudem etwas bullishere Impulse für Gas ausgehen als noch am Vortag erwartet. Laut den jüngsten Prognosen des US-Wettermodells soll es ab der kommenden Woche merklich kühler werden, die Solarstrom-Einspeisung dürfte wegen des weitgehend bedeckten Himmels zurückgehen, allerdings ist mit mehr Windstrom zu rechnen.