An die Regierung gewandt sagte Andreae, Entlastung sei gut, aber „nicht mit der Gießkanne“. Der Tankrabatt habe bereits 1,3 Milliarden Euro gekostet. Besser sei aber eine gezielte Unterstützung, wo sie benötigt wird, sagte Andreae. Man könne an der Förderung für PV-Aufdachanlagen sparen, wenn sie netzdienlich gesteuert werden können. Doch dafür sei das Netz noch nicht ertüchtigt. „Wir brauchen Preissignale um den Netzengpass richtig zu adressieren“, so Andreae.

Energiepaket jetzt verabschieden

Das Energiepaket müsse für sich stehen und jetzt vor der Sommerpause kommen, forderte Andreae. Die Energiepolitik dürfe nicht mit Bafög oder Rentenreform vermengt werden. Zum Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) sagte sie, die Wahlfreiheit des Einzelnen für seine Heizung ende an der Infrastruktur. Man könne nicht parallel alle Angebote von Gasnetz über Fernwärme oder Wasserstoff überall aufrechterhalten, mahnte Andreae.

Die Unternehmen benötigten klare Regeln, welche Infrastruktur zu erhalten oder aufzubauen sei. „Investitionen brauchen Verlässlichkeit“, umriss sie. Außerdem müssten anstehende hohe Investitionen zurückzuverdienen sein durch den regulatorischen Rahmen. Überdies führe überbordende Bürokratie zur Verlangsamung und überflüssigen Kosten, auch hier müsse die Politik ihr Versprechen halten, schloss Andreae.
 
Diskussion mit Unternehmen

In einer anschließenden Diskussion zwischen Wirtschaftsvertretern und Politikern ging es ebenfalls um Kosteneffizienz. „30 Milliarden Euro Subventionen fürs Energiesystem jährlich, das ist nicht durchzuhalten“, sagte Jens Spahn, CDU-Fraktionsvorsitzender im Bundestag. „Niemand würgt den Erneuerbaren Ausbau ab“, sagte Spahn zur Branchenkritik am Netzpaket. Dieser Ausbau müsse aber möglichst kosteneffizient geschehen, und zwar dort, wo das Netz und die Abnehmer dafür sind, was die Regierung derzeit umzusetzen versuche. Das Netzpaket sieht Baukostenzuschüsse für Erzeuger und Nutzer von Strom vor sowie die Abschaffung von Abregelungsentschädigungen in Netzengpassgebieten.

Aurelie Alemany, CEO der Enercity, wünschte sich von der Regierung die Fortsetzung des Ausbaus der erneuerbaren Energie sowie einen sicheren Rahmen für den Netzausbau. Anne Bendzulla, Erzeugungsvorstand der Enertrag erinnerte, dass sich Unternehmen in der Geschichte immer dort angesiedelt haben, wo Energie zur Verfügung stand. Das solle auch für neue Unternehmen unterstützt werden, wie Rechenzentren, appellierte sie.

Natürlich könne kein Stahlwerk umziehen, aber neue Standorte sollte dort entstehen, wo genug erneuerbare Energie erzeugt wird. Ihr Unternehmen habe dies in der Uckermark in Mecklenburg-Vorpommern begonnen. Dies schaffe zugleich zukunftsfeste Arbeitskräfte in der Fläche, benötige aber eine konsistente Politik, beispielsweise für den Ausbau erneuerbarer Energien. Sonst würden Investitionsentscheidungen beispielsweise auch für Batteriehersteller verzögert oder ganz abgesagt, warnte Bendzulla.

Energieversorgung absichern

Zudem ging es auf dem Kongress auch um die Sicherheit der Energieversorgung. Sowohl Anschläge in Deutschland auf das Stromnetz wie die Erfahrungen der russischen Angriffe in der Ukraine zeigten deutlich, wie verletzlich die Gesellschaft im Energiebereich sei. Markus Kamieth, CEO der BASF, erinnerte, dass die Wirtschaft sichere und bezahlbare Energie benötige. Ohne Wirtschaftskraft sei auch die Sicherheit des Landes nicht zu gewährleisten.

Eon-CEO Leonhard Birnbaum berichtete von verstärkten Anstrengungen und Praxisübungen in seinem Unternehmen um sich gegen physische und virtuelle Angriffe zu wappnen. „Wir sind besser, aber noch nicht gut genug“, resümierte er die Erfahrungen daraus. Generalleutnant Andre Bodemann unterstrich, dass Resilienz bereits vor einem Angriff aufgebaut werden müsse. Dazu dienten redundante Systeme, die eine Energieversorgung schnell wiederherstellen im Falle eines Angriffs oder Anschlags, gemeinsame Übungen und Alarmpläne, die im Notfall schnelles Handeln ermöglichen.

Matthes prägte den Nationalen Wasserstoffrat seit seiner Gründung im Jahr 2020. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) würdigte den Energie- und Klimaexperten als eine Persönlichkeit, die die Arbeit des Gremiums mit fachlicher Integrität und klaren Positionen maßgeblich beeinflusst habe. Nach Angaben des Ministeriums habe der Rat in den vergangenen Jahren wichtige Beiträge zur deutschen Wasserstoffstrategie und zum Aufbau der Wasserstoffwirtschaft geleistet (wir berichteten).

Wirtschaftliche Fragen sollen mehr in den Fokus

Mit der Reform reagiert die Bundesregierung auf die veränderte Anforderungen beim Hochlauf des Wasserstoffmarktes. So soll der Rat künftig wirtschaftliche Fragestellungen stärker in den Mittelpunkt rücken. Zudem erweitert die Bundesregierung das Mandat des Gremiums auf Wasserstoffderivate und weitere Moleküle. Gleichzeitig soll die Arbeit des Rates enger an den Prioritäten der Bundesregierung ausgerichtet werden. Die neue Struktur sieht außerdem weniger Gremien und eine schlankere Organisation vor.

Nach Darstellung von Reiche verschiebt sich der Schwerpunkt der Wasserstoffpolitik zunehmend von technischen und regulatorischen Grundlagen hin zu wirtschaftlichen Fragen. Der Rat solle daher künftig stärker die Marktentwicklung begleiten und praxisnahe Empfehlungen liefern.

Die letzte Sitzung des Nationalen Wasserstoffrats in seiner bisherigen Zusammensetzung findet am 18. Juni statt. Die Mitgliedschaften laufen zum 30. Juni aus. Für Matthes endet die Amtszeit infolge der turnusmäßigen Neuaufstellung des Gremiums und nicht aufgrund einer personellen Entscheidung. Ob er dem Nationalen Wasserstoffrat auch künftig angehören wird, lässt die Bundesregierung bislang offen. Wer Matthes als Vorsitzender nachfolgen wird, hat die Regierung bislang nicht bekanntgegeben. Das Ministerium kündigte lediglich an, die neuen Mitglieder nach Inkrafttreten der Satzung zügig zu berufen.

Nach seiner Wiederwahl verwies Dohler auf die heterogene Mitgliederstruktur des Verbandes. Im BDEW sind Unternehmen aus verschiedenen Sparten der Energie- und Wasserwirtschaft vertreten. Nach seinen Angaben erleichtert dies die Abstimmung gemeinsamer Positionen innerhalb der Branche.

Neben dem Präsidenten bestätigte der Vorstand auch die bisherige Vizepräsidentin für den Bereich Wasser und Abwasser, Gunda Röstel. Sie führt die Stadtentwässerung Dresden mit Sitz in Dresden. Ebenfalls wiedergewählt wurden die weiteren Vizepräsidenten Dr. Florian Bieberbach, Vorsitzender der Geschäftsführung der Stadtwerke München, Dr. Leonhard Birnbaum, Vorstandsvorsitzender von Eon mit Sitz in Essen, Ulf Heitmüller, Vorstandsvorsitzender des Leipziger Energiekonzerns VNG, Dr. Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender des Essener Energieunternehmens RWE, sowie Christian Meyer-Hammerström, Geschäftsführer der Osterholzer Stadtwerke aus Osterholz-Scharmbeck nahe Bremen. Nach Angaben des BDEW erfolgte die Wahl aller Vizepräsidenten einstimmig.

Das Präsidium des Verbandes setzt sich aus ehrenamtlichen Mitgliedern zusammen. Der Vorstand beruft sie jeweils für zwei Jahre aus seiner Mitte. Die ehrenamtlichen Mitglieder des BDEW-Präsidiums werden jeweils für zwei Jahre aus der Mitte des Vorstands berufen.

Die politisch bedingten Aufwendungen „schränken den finanziellen Spielraum aller Energieversorger massiv ein“, kritisierte Schitter. Daher überprüft die Energie AG ihr Investitionsprogramm und setzt Maßnahmen zur Kostensenkung. Nach derzeitigem Stand möchte das Unternehmen bis 2035 weitere rund 2,7 Milliarden Euro investieren, nachdem es seit 2024 bereits 1,3 Milliarden Euro aufgewandt hatte. Vorgesehen ist, die Stromproduktion mittels Windkraft um 540 Millionen kWh pro Jahr zu steigern, jene mittels Photovoltaik um 460 Millionen kWh und jene mithilfe der Wasserkraft um 180 Millionen kWh. 

Neben dem Laufkraftwerk Traunfall wird laut Schitter der 320 Millionen Euro teure Pumpspeicher Ebensee mit 170 MW 2028 fertiggestellt. Auch die Investitionen in den Ausbau der Stromnetze durch das Tochterunternehmen Netz Oberösterreich werden voraussichtlich nicht angetastet, erläuterte Schitter. Bei Projekten im Bereich der Photovoltaik sind ihm zufolge dagegen Verschiebungen zu erwarten. Auch der seit 2016 auf Eis liegende Bau eines 400-MW-Gas- und Dampfkraftwerks am Standort Riedersbach etwa 120 Kilometer südwestlich von Linz ist „kein Thema“, teilte Schitter auf Anfrage der Redaktion mit. Das seit 2008 in Betrieb befindliche Gaskraftwerk Timelkam mit 400 MW Leistung möchte der Energie-AG-Chef hingegen bis 2035 „wasserstofftauglich“ machen. 

Personalmaßnahmen prüfen 

Im Personalbereich werden Nachbesetzungen bei Pensionierungen ebenso überprüft wie die Frage, wie viele Beschäftigte für die Umsetzung des veränderten Investitionsprogramms erforderlich sind. Diesbezügliche Zahlen nannte Schitter auf mehrfache Nachfrage nicht. Zurzeit beschäftigt die Energie AG Schitter zufolge rund 5.700 Personen. 

Schitters eigener Vertrag läuft bis Ende 2027. „Ich würde ihn gerne verlängern. Aber das ist natürlich die Sache des Eigentümers“, teilte Schitter auf Nachfrage der Redaktion mit. Die Energie AG Oberösterreich gehört zu 52,8 Prozent der Oberösterreichischen Landesholding. Weitere 13,9 Prozent hält ein Konsortium um die Raiffeisenlandesbank Oberösterreich. Etwa 10,4 Prozent sind im Eigentum des Kommunalversorgers Linz AG, 8,3 Prozent hält der landeseigene Tiroler Energiekonzern Tiwag, 5,2 Prozent der Verbund, der mehrheitlich staatseigene größte Stromkonzern Österreichs. Der Rest enfällt auf Banken und Industrieunternehmen. 

Energiepolitik als Sicherheitspolitik 

In grundsätzlicher Hinsicht ergänzte Schitter, sei es notwendig, Energiepolitik auch als „Sicherheitspolitik“ zu betrachten. In internationalen Auseinandersetzungen komme die Versorgung mit Energie zunehmend als Waffe zum Einsatz. Dies zeige sich derzeit etwa im Krieg um den Iran. Aus diesem Grund gelte es, Abhängigkeiten etwa von Gaslieferungen aus einzelnen Ländern zu verringern und „eigene Stärken“, beispielsweise beim Ausbau der erneuerbaren Energien, vermehrt zu nutzen. Die EU müsse gerade auch im Energiesektor intensiver zusammenarbeiten. Sie könne „mit ihrer wirtschaftlichen Macht viel stärker in die Akteursrolle kommen. Dazu sind aber Investitionen in die Energieinfrastruktur unabdingbar“. 

Generell sei bezüglich der Sicherheit der Infrastruktur für die Energieversorgung mehr „Teamarbeit“ gefragt: Die Energieunternehmen sollten laut Schitter mit Behörden, dem Österreichischen Bundesheer, der Bundespolizei sowie der Politik intensiver kooperieren, etwa bei der Erstellung von Lagebildern sowie bei der Wiederherstellung der Stromversorgung nach einem allfälligen Black-out. 

Noch keine Angaben zum Gewinn 

Von der Redaktion nach den wirtschaftlichen Aussichten für das am 30. September endende Geschäftsjahr 2025/26 gefragt, beschied Schitter, er könne keine Angaben zum voraussichtlichen Gewinn machen: „Wir haben ja noch einige Monate.“ Im Geschäftsjahr 2024/25 hatte der Gewinn der Energie AG rund 235,7 Millionen Euro betragen, um 24,8 Prozent weniger als 2023/24. Begründet wurde dies damals mit gesunkenen Absatzpreisen und -mengen.

Der Energieverband weist diese Vorwürfe zurück. Die Berichterstattung der Netzbetreiber sei rechtskonform erfolgt. Der Verband betont, dass die Anwendung der im DVGW-Tool „Gas-Wasser-Statistik“ (Gawas) hinterlegten spezifischen Emissionsfaktoren mit den Vorgaben der EU-Methanverordnung vereinbar sei. Der DVGW stelle mit Gawas „den Unternehmen ein Hilfswerkzeug zur Verfügung, um einheitlich und mit hoher Qualität die Meldedaten wie Kilometerlängen, Drücke und vor allem Methanleckraten berichten zu können.“

Hintergrund für die Auseinandersetzung ist die seit 2024 geltende EU-Methanverordnung MER. Sie verpflichtet Betreiber von Gasnetzen, Gasspeichern und anderen Anlagen dazu, Methanemissionen zu erfassen und gegenüber den zuständigen Behörden zu berichten. Die Anforderungen steigen dabei schrittweise an. Für das Berichtsjahr 2024 waren noch Schätzungen auf Basis generischer Emissionsfaktoren zulässig.

Für das Berichtsjahr 2025 sollen grundsätzlich Messungen an der Quelle erfolgen. Wie der DVGW mitteilte, sehe die Verordnung jedoch ausdrücklich vor, dass Betreiber auf spezifische Emissionsfaktoren zurückgreifen könnten, wenn direkte Messungen technisch nicht möglich, unverhältnismäßig oder nicht zugänglich seien.

An diesem Punkt setzt auch die Kritik des DVGW an der DUH-Auswertung an. Nach Auffassung des Verbands berücksichtigt die DUH die Ausnahmeregelung der Verordnung nicht ausreichend. Der DVGW verweist darauf, dass die von ihm bereitgestellten Emissionsfaktoren auf umfangreichen Messkampagnen beruhten.

So seien zwischen 2019 und 2024 mehr als 1.500 Messungen an Gasanlagen und Gasverteilnetzen durchgeführt worden. Die daraus abgeleiteten Emissionsfaktoren seien repräsentativ und könnten nach der EU-Methanverordnung genutzt werden.

„Deutschland in einer Vorreiterrolle“

Der Verein sieht Deutschland bei der Erfassung von Methanemissionen sogar in einer Vorreiterrolle. Die deutschen Gasverteilnetze verfügten über vergleichsweise geringe Leckageraten. „Deutschland erreicht dabei durch langjährige technische Weiterentwicklungen und den Einsatz moderner Rohrleitungsmaterialien ein sehr hohes Sicherheitsniveau mit deutlich gesunkenen Leckageraten.“ Zudem habe der DVGW frühzeitig Regelwerke, Schulungen und digitale Werkzeuge entwickelt, um die Umsetzung der Verordnung zu unterstützen. 

Zugleich räumt der DVGW ein, dass es bei der Auslegung der neuen Vorschriften noch offene Fragen gibt. Da sich die EU-Methanverordnung erst in einer frühen Umsetzungsphase befinde, seien unterschiedliche Bewertungen einzelner Anforderungen durch Behörden möglich.

Der Verein stehe deshalb im Austausch mit den zuständigen Stellen, um Rechtssicherheit für die Betreiber zu schaffen. Die von der DUH erhobenen Vorwürfe gegen die deutschen Gasnetzbetreiber seien aus Sicht des DVGW jedoch nicht gerechtfertigt.

Vorangegangen war ein eher unrühmliches Kapitel der jüngsten Geschichte der deutschen Energieversorgung: Auf einen Blitzstart mit Hafenbecken- und Anlegerbau in Rekord- beziehungsweise Deutschlandgeschwindigkeit 2023 folgte ein viele Monate dauernder Disput um die Fertigstellung der sogenannten Suprastruktur, die das Terminalschiff (Floating Storage and Regasification Unit, FSRU) mit dem deutschen Gasnetz verbinden sollte. Letzteres, die vom Bund gecharterte „Energos Force“, legte zwar im März 2024 in Stade an, einige Monate später aber wieder ab, ohne je Gas ins deutsche Netz eingespeist zu haben. Das teure Terminalschiff wurde bis zur verzögerten Inbetriebnahme vorerst nach Jordanien subverschartert (wir berichteten jeweils). 

„Schwierige Etappen“, nennt die DET diese nun wohl beendeten Querelen in ihrer aktuellen Mitteilung. Die Energos Force soll wieder Kurs auf Stade nehmen: „Vertraglich ist sichergestellt, dass die FSRU rechtzeitig für die Inbetriebnahmephase des Terminals an den eigens vom Land Niedersachsen gebauten Anleger im Industriehafen Stade-Bützfleth zurückkehren kann“, schreibt das Unternehmen und kündigt auf seiner Homepage ein „Bautagebuch“ an, auf dem ab jetzt etwa alle 14 Tage Neuigkeiten zum Baufortschritt zu finden sein sollen. 

„Das Letzte, was Deutschland braucht“

Vor Ort zeigt man sich erfreut über die neuen Entwicklungen: „Das ist eine gute Nachricht, denn das zeigt, dass die deutsche Bundesregierung weiterhin zum Standort Stade steht. Wir übernehmen gerne Verantwortung für die Energiesicherheit Deutschlands − in einigen Jahren mit dem landbasierten LNG-Terminal und bereits in einigen Monaten mit der ‚Energos Force‘“, lässt sich Lars Kolk, Erster Stadtrat der Hansestadt Stade, zitieren. 

Weniger positiv äußerte sich der Umweltschutzverband DUH: „Ein weiteres LNG-Terminal ist energiepolitisch das Letzte, was Deutschland braucht“, heißt es vom DUH-Bundesgeschäftsführer Sascha Müller-Kraenner: „Die Strategie der Bundesregierung, über LNG-Lieferungen die Versorgung krisensicher zu machen, ist längst gescheitert. Stattdessen sind neue einseitige Lieferbeziehungen entstanden“. Ein zusätzliches LNG-Terminal weise energiepolitisch in die völlig falsche Richtung. „Wir fordern die Bundesregierung auf, sich von diesen kostentreibenden und risikoreichen Plänen zu verabschieden und das schwimmende Terminal in Stade abzusagen.“

Das Terminal in Stade ist neben den bereits in Betrieb genommenen DET-Terminals in Wilhelmshaven I, Wilhelmshaven II und Brunsbüttel und dem durch die Deutsche Regas privatwirtschaftlich betriebenen Terminal in Mukran auf Rügen der fünfte deutsche Standort für den Import von LNG. Mittelfristig sollen die schwimmenden Terminals durch landbasierte Anlagen ersetzt werden. Das landbasierte Terminal in Stade soll voraussichtlich 2029 in Betrieb gehen.

Das EEG-Konto wird treuhänderisch von den ÜNB geführt. Darüber werden die Zuschüsse des Bundes zu den Einspeisevergütungen für Ökostrom, die Markterlöse aus gefördertem Grünstrom und die Auszahlung der Förderung verrechnet. Die Erlöse beliefen sich im Mai auf 202 Millionen Euro, die Auszahlungen auf 1,99 Milliarden Euro.

Der Mai 2026 hätte für den Bund, der zur Begleichung des Abmangels verpflichtet ist, angesichts des extremen Sonnenwetters am Monatsanfang bei gleichzeitig freizeitbedingt niedrigem Verbrauch ungünstiger ausgehen können. Eine Überproduktion von PV-Anlagen hatte am 1. Mai in mehreren Viertelstunden zu den niedrigsten negativen Preisen geführt, die damals technisch möglich waren, nämlich minus 499 Euro/MWh. Insgesamt gab es im Mai an 315 Viertelstunden von insgesamt knapp 3.000 Viertelstunden negative Preise.

Diese kosten das EEG-Konto, wenn geförderte kleinere Erneuerbaren-Anlagen zeitgleich einspeisen, doppelt Geld: Die ÜNB mussten für die Pflichtvermarktung des Stroms draufzahlen, und den Anlagenbetreibern mussten sie die volle Einspeisevergütung auszahlen. Nur bei Anlagen über 100 kW und seit Februar 2025 bei kleineren PV-Anlagen fällt bei negativen Preisen die Einspeiseförderung weg.

Warum die Katastrophe ausblieb

Doch der Bundeszuschuss im Mai 2026 war sogar geringer als im Mai 2024, als 3,36 Milliarden Euro aus dem Finanzministerium auf dem EEG-Konto eingegangen waren. Auch der Auskehrungsbetrag lag im Mai 2024 höher als diesen Mai, nämlich bei 2,14 Milliarden Euro. Und die Einnahmen am Markt waren diesmal höher als in beiden vorangegangenen Maimonaten, als sie bei 126 und 166 Millionen Euro (2024 und 2025) gelegen hatten.

Eine außergewöhnliche finanzielle Katastrophe ist also diesen Mai ausgeblieben. Dies mag auch daran liegen, dass die 315 negativen Preise außerhalb des Erster-Mai-Wochenendes häufig nur minimal unter der Nulllinie lagen. Umgekehrt werden derzeit in der Graustrom-Spotauktion, in der die ÜNB den geförderten Ökostrom ins Orderbuch legen, in den Abendstunden und sogar kurz nach Mitternacht relativ hohe Preise erzielt.

Erneuerbaren-Anlagen, die dann produzieren, brauchen dann keine Marktprämien-Förderung mehr, wenn sie in der geförderten Direktvermarktung sind, oder sie generieren, wenn die ÜNB den Strom vermarkten, genug Gegenwert am Markt. Daher stiegen im Mai auch die Marktwerte des geförderten Ökostroms gegenüber dem April (wir berichteten). 

Vergleicht man die Markteinnahmen im Mai 2026 direkt mit den gleichzeitigen Förderauszahlungen, so lag der Kostendeckungsgrad bei 10 Prozent.

Die EEG-Kontoabrechnungen von Anfang 2011 bis Mai 2026 stehen monatsscharf auf der Transparenzseite der ÜNB zur Verfügung

Es können Speicher zum Einsatz kommen, die unmittelbar mit Erneuerbaren-Anlagen gekoppelt sind (Co-Location) oder als eigenständige Anlage (stand-alone) ans Netz angeschlossen sind. Diese könnten den Netzausbaubedarf reduzieren. Ingbert Liebing betont, entscheidend sei ein netzdienlicher und wirtschaftlicher Einsatz der Speicher. Dafür seien verlässliche Rahmenbedingungen erforderlich, damit die derzeitige Entwicklung nicht gebremst werde. „Wenn wir den Speicherhochlauf jetzt nicht konsequent voranbringen, drohen steigende Systemkosten und zusätzliche Belastungen für Netze und Verbraucher“, so der VKU-Hauptgeschäftsführer.

Handlungsbedarf sieht der Verband insbesondere im Baurecht. Derzeit können Batteriespeicher im Umfeld von Umspannwerken und Kraftwerken ohne Bebauungsplan errichtet werden, sofern sie nicht weiter als 200 Meter entfernt liegen. Im Rahmen der laufenden Reform des Baugesetzbuchs fordert der VKU eine Ausweitung dieser Privilegierung auf mindestens 500 Meter.

Dauer von Netzanschlussverfahren variiert stark

Die Größenordnung der geplanten und bereits laufenden Projekte bei kommunalen Unternehmen fällt unterschiedlich aus. Jeweils 34 Prozent der Befragten setzen auf Speicher mit einer Leistung zwischen 1 und 5 Megawatt beziehungsweise zwischen 5 und 10 Megawatt. Rund 23 Prozent planen Anlagen mit 10 bis 100 Megawatt Leistung. Sieben Prozent verfolgen Projekte im Bereich von 100 bis 500 Megawatt. Damit erreichen einzelne Speicheranlagen Leistungsgrößen, die mit konventionellen Kraftwerksblöcken vergleichbar sind.

Neben Speichern sorgen der Ausbau von Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge für zusätzliche Anschlussanfragen. Bei 38 Prozent der Netzbetreiber nahm deren Zahl im Jahr 2025 zu, bei 11 Prozent sogar deutlich. Die Dauer von Netzanschlussverfahren variiert laut Umfrage dabei erheblich. Bei 27 Prozent der Unternehmen vergehen vom vollständigen Eingang der Unterlagen bis zur Inbetriebnahme weniger als sechs Monate, bei 42 Prozent betragen die Zeiträume zwischen sechs und zwölf Monaten, während bei 19 Prozent der Befragten zwölf bis 18 Monate erforderlich sind.

Positiv bewertet der VKU die Überlegungen der Bundesnetzagentur im Rahmen des Verfahrens zur Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes). Nach dem aktuellen Eckpunktepapier sollen bestehende Netzentgeltbefreiungen für neue Batteriespeicher, die bis Sommer 2029 ans Netz gehen, erhalten bleiben. Auch für Bestandsspeicher sollen Entgelte erst nach dem Auslaufen bestehender Sonderregelungen greifen. Kritisch beurteilt der VKU dagegen die geplante Beibehaltung dynamischer Netzentgelte.

Für den weiteren Ausbau fordert der Verband bundesweit einheitliche Regeln für Netzanschlüsse „mit fairer Priorisierung nach Netzausbaubedarf mit Baukostenzuschüssen“. Darüber hinaus seien langfristig verlässliche Vorgaben zu Netzentgelten und Umlagen notwendig sowie vereinfachte digitale Prozesse für Messung, Marktintegration und Redispatch. Zudem sollten Speicher nach Auffassung des Verbands stärker als Co-Location-Anlagen konzipiert werden.

Die Speicher-Umfrage wurde zwischen dem 21. April und dem 22. Mai 2026 unter den kaufmännischen und technischen Geschäftsführungen von 756 VKU-Mitgliedsunternehmen mit Stromsparte durchgeführt.

 
Die Statistik auf Basis von Daten des Deutschen Wetterdienstes zeigt die Wintermitteltemperatur in den Jahren von 1960 bis 2026 in Grad Celsius. Im Jahr 2025/2026 betrug die Wintermitteltemperatur in Deutschland 1,8 Grad Celsius. Damit war es der 15. Winter in Folge mit positiver Anomalie.

„Die große Vielfalt an Anwendungsmöglichkeiten von Wärmepumpen muss gestärkt werden“, sagte BWP-Vorstandsvorsitzender Claus Fest bei der Begrüßung. Auf erneuerbare Gase zu setzen, sei angesichts der unsicheren Verfügbarkeit keine verlässliche Strategie für die Wärmewende. Stattdessen müsse der Fokus stärker auf der Elektrifizierung liegen, forderte Fest. Dazu müsse jedoch unter anderem auch das GModG dringend nachgebessert werden. Für den BWP ist das geplante GModG ein „Rückschritt“, kritisierte Fest.

Besonders kritisch bewertet der BWP die geplante Absenkung der Anforderungen an den Einsatz erneuerbarer Energien bei neuen Heizungen. Während das GEG bislang einen Anteil von 65 Prozent erneuerbarer Energien vorsieht, senke der Entwurf die Vorgaben auf lediglich zehn Prozent. Nachbesserungsbedarf sieht der BWP auch bei den Regelungen zu Hybridwärmepumpen. Hier müsse, so Fest, klar festgelegt werden, dass die Wärmepumpe in einem solchen hybriden System einen „relevanten Beitrag“ leisten müsse. Zudem forderte er einen Abbau bürokratischer Hürden für den Einsatz der Wärmepumpentechnologie.

Finanzierung als zentrale Herausforderung

Im Fokus des Kongresses standen Anwendungen von Großwärmepumpen in Industrie, Quartieren, Wärmenetzen und Nichtwohngebäuden. Ein weiterer Schwerpunkt waren Finanzierungsmodelle sowie die Wirtschaftlichkeit großer Anlagen. Susanne Schmelcher von der Deutschen Energie-Agentur (Dena) betonte, dass bei der Finanzierung der Wärmewende weiterhin eine erhebliche Finanzierungslücke bestehe. Davon seien insbesondere Kommunen und kommunale Unternehmen betroffen. Da ein großer Teil der Wärmeversorgung in Deutschland von öffentlichen Unternehmen erbracht werde, habe diese Finanzierungslücke direkte Auswirkungen auf die Umsetzung der Wärmewende.

Gerade im Bestand sind laut Schmelcher fossile Energieträger weiterhin dominant. Noch immer werden mehr als 70 Prozent der Wohneinheiten in Deutschland mit Gas oder Öl beheizt. Im Neubau hingegen seien Wärmepumpen die am häufigsten gewählte Heiztechnologie. Zudem müssten viele Fernwärmenetze in den kommenden Jahren auf erneuerbare Energiequellen umgestellt werden.

Um die Investitionsfähigkeit kommunaler Unternehmen zu stärken, empfiehlt die Dena den Einsatz eigenkapitalwirksamer Finanzierungsinstrumente. Als Beispiele nannte Schmelcher nachrangige staatlich abgesicherte Kredite, Mezzanine-Kapital und öffentliche Beteiligungsfonds. Die Dena plane zudem ein jährliches Monitoring, um die Wirkung solcher Instrumente auf Bundes- und Kommunalebene systematisch zu erfassen.

Contracting gewinnt an Bedeutung

Eine weitere Finanzierungsmöglichkeit stellt das Contracting dar. Auf dem Großwärmepumpen-Kongress war diese Form der Finanzierung ein wichtiges Thema. „Contracting ist ein wichtiger Schlüssel für die Wärmewende“, sagte beispielweise Ivo Kirschner von Getec. Er erläuterte gemeinsam mit seinem Kollegen Daniel Hein das Modell anhand mehrerer Praxisbeispiele. Wärmeprojekte seien komplex und müssten ganzheitlich geplant werden. Contractoren verfügten häufig über die erforderliche Projekterfahrung, personelle Ressourcen und Finanzierungskraft, um solche Vorhaben umzusetzen.

Zudem übernehme der Contractor einen großen Teil der Projektrisiken, erklärte Kirschner. Gerade für Kommunen und Stadtwerke könne dies die Umsetzung von Transformationsprojekten erleichtern.

Die Anlage soll dazu beitragen, Netzengpässe zu reduzieren, indem sie Strom aus Wind- und Photovoltaikanlagen aufnimmt, in Wärme umwandelt und diese in das Fernwärmenetz einspeist. Nach Angaben des Unternehmens kann die Anlage dafür Strom mit einer Leistung von bis zu 1,2 MW verarbeiten. Dadurch können Erneuerbare-Energien-Anlagen auch in Zeiten hoher Einspeisung am Netz bleiben. 

Finanziert wurde das Projekt vom Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz mit rund 600.000 Euro. Im Gegenzug erhält 50 Hertz die Möglichkeit, die Anlage zur Entschärfung von Netzengpässen zu steuern. 

Willingmann bezeichnete die Anlage in einer Mitteilung des Ministeriums für Wissenschaft, Energie, Klimaschutz und Umwelt (MWU) des Landes Sachsen-Anhalt als Beispiel für den Einsatz innovativer Technologien zur Stabilisierung des Stromnetzes. „Vor allem Windstrom kann hier künftig direkt in Wärme umgewandelt werden. Das ist nicht nur technisch klug, sondern auch energiepolitisch der richtige Weg“, sagte der Minister. 

Nach Angaben der Beteiligten soll die Anlage zudem den Einsatz fossiler Brennstoffe in der Wärmeversorgung reduzieren. Dadurch könnten auch die CO2-Emissionen der Fernwärmeversorgung sinken. 

Willingmann verwies darüber hinaus auf die Bedeutung solcher Projekte für die Energiewende: „Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche sollte mal nach Köthen kommen, um sich anzuschauen, wie pragmatisch und wirtschaftlich sinnvoll die Energiewende durch Innovationen umgesetzt werden kann“, sagte Willingmann weiter: „Die Power-to-Heat-Anlage nutzt günstige Heimatenergien, steigert die Versorgungssicherheit und macht die Fernwärme wirtschaftlicher“.

Für EWE handelt es sich um den ersten Großabnahmevertrag für Wasserstoff aus der geplanten Anlage in Emden. Der Elektrolyseur soll eine Leistung von 320 MW erreichen. Der Wasserstoff soll im Transformationsprogramm „Salzgitter Low CO2 Steelmaking“ (SALCOS) zum Einsatz kommen, mit dem die Salzgitter AG ihre Stahlproduktion schrittweise auf eine nahezu klimaneutrale Herstellung umstellen will. Nach Angaben von EWE deckt die vereinbarte Liefermenge rund 6,5 Prozent des Wasserstoffbedarfs des Programms.

Die Lieferung soll über das bis 2032 entstehende und über 9.040 Kilometer lange deutsche Wasserstoff-Kernnetz erfolgen. Dieses Leitungsnetz soll künftig Erzeugungsanlagen, Speicher und industrielle Abnehmer miteinander verbinden und den Transport von Wasserstoff über größere Entfernungen ermöglichen.

Industrie setzt auf langfristige Verträge

Mit dem Vertrag gehen beide Unternehmen eine langfristige wirtschaftliche Verpflichtung ein, obwohl sich der Markt für grünen Wasserstoff in Deutschland noch im Aufbau befindet. Für die Salzgitter AG ist es nach Unternehmensangaben der erste größere Liefervertrag mit einem Wasserstoffproduzenten. Der Wasserstoff soll in einer Direktreduktionsanlage eingesetzt werden. Nach Angaben von Salzgitter lassen sich damit bereits beim Einsatz von Erdgas rund 60 Prozent der CO2-Emissionen gegenüber der herkömmlichen Hochofenroute mit Kohle und Koks vermeiden. Langfristig soll grüner Wasserstoff Erdgas ersetzen. Dabei entsteht statt CO2 Wasser.

Zusätzlich zu den Lieferungen von EWE plant die Salzgitter AG eigene Wasserstoffkapazitäten. Auf dem Werksgelände soll eine Elektrolyseanlage mit 100 MW Leistung entstehen. Dort will das Unternehmen künftig rund 9.000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr selbst erzeugen.

EWE baut parallel seine Wasserstoffaktivitäten im Nordwesten Deutschlands aus. Im Rahmen des Projekts „Clean Hydrogen Coastline“ entstehen nach Angaben des Unternehmens Elektrolyse-, Speicher- und Pipelineinfrastrukturen. EWE will dabei die gesamte Wertschöpfungskette von der Erzeugung über die Speicherung bis zur Lieferung an Industriekunden abdecken.

Unternehmen fordern bessere Rahmenbedingungen

Trotz des Vertrags sehen beide Unternehmen weiterhin Hürden für den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft. Sie verweisen insbesondere auf hohe Kosten und regulatorische Vorgaben. Die Lieferung steht unter dem Vorbehalt einer Zertifizierung als Renewable Fuel of Non-Biological Origin (RFNBO). Dafür gelten europäische Vorgaben für die Herstellung von grünem Wasserstoff. Der Strom für die Elektrolyse muss aus zusätzlichen erneuerbaren Anlagen stammen. Außerdem muss die Wasserstoffproduktion zeitlich und regional mit der Erzeugung des Ökostroms verknüpft sein.

Nach Angaben von EWE und Salzgitter können diese Vorgaben die Produktionskosten von grünem Wasserstoff deutlich erhöhen. Beide Unternehmen sprechen sich deshalb für Anpassungen der Regelungen aus. Sie fordern unter anderem längere Übergangsfristen bei den Zusätzlichkeitskriterien sowie mehr Flexibilität bei den Vorgaben für den Strombezug.

Unterstützung erhalten die Projekte von Bund und Land Niedersachsen. Nach Angaben des Bundeswirtschaftsministeriums fördert der Bund die Wasserstoffproduktion in Emden mit 267 Millionen Euro. Für die Umstellung der Stahlproduktion in Salzgitter stehen 925 Millionen Euro zur Verfügung.

Die Umfrage hatte der Verband Schweizer Elektrizitätsunternehmen (VSE) beim Forschungsinstitut „gfs.bern“ in Auftrag gegeben. Dieses holte im März und April 2026 die Meinung von mehr als 1.000 Menschen ein. Jede/r Zweite gab dabei an, ein neues Atomkraftwerk (AKW) vorzuziehen, wenn die Alternative im Zubau weiterer Erneuerbaren-Anlage bestünde. Im Wortlaut ging es um die Einschätzung zu der Aussage „Ein neues AKW ist mir viel lieber als unzählige neue Kraftwerke (zum Beispiel Windräder, Solaranlagen in den Bergen oder Staumauern)“. Der Zusammenhang hier ist die Frage, worauf die Schweizer Bevölkerung bei der Stromproduktion aktuell besonders Wert legt: Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit oder Klimaschutz – die Werte liegen hier (in der genannten Reihenfolge) bei 45 Prozent, 32 Prozent und 21 Prozent. Die klimaneutrale Stromerzeugung hatte 2022, bei der ersten Umfrage, noch den zweiten Rang eingenommen.

Pragmatisch und technologieoffen in der Stromversorgung

Der VSE wertet die Umfrageergebnisse als Zeichen dafür, dass die Bevölkerung eine pragmatische und „technologieoffene“ Stromversorgung befürworte. Für mehr Sicherheit sei sie „bereit, die ideologischen Gräben zu überwinden“, so VSE-Direktor Michael Frank. Im März hatte die kleine Parlamentskammer, der Ständerat, dafür votiert, das geltende Neubauverbot für AKW aufzuheben.

Die Position der Befragten zur Stromversorgung ist durchaus differenziert. Grundsätzlich äußert sich die Sorge um die Zukunft auch in der Zufriedenheit mit der aktuellen Energiepolitik. Sie erhielt noch 52 Prozent Zustimmung (10 Prozent wählten die Aussage „sehr einverstanden“, 42 Prozent „eher einverstanden“). Dies ist ein Rückgang um 7 Prozentpunkte gegenüber März 2025. 42 Prozent äußerten sich gegenteilig (14 Prozent mit „gar nicht einverstanden“), das ist ein Plus von 3 Prozentpunkten.

Die Erneuerbaren haben nach wie vor einen großen Rückhalt, so halten unverändert 80 Prozent die Ökoenergien für „gelebten Klimaschutz“. Gut zwei Drittel (67 Prozent vs. 63 Prozent im März 2025) halten die Energiewende für nicht schnell genug. Zugleich befürwortet eine Mehrheit den Versorgungsmix: Falls der Ausbau der Erneuerbaren den Bedarf nicht vollständig decken kann, sollten Kernkraftwerke die Lücken füllen, sagen 58 Prozent der Befragten (zuvor: 49 Prozent). Gaskraftwerke als Ersatz sehen nach wie vor nur 26 Prozent.

Die Atomenergie kommt auch in zwei anderen Fragen gut weg. Im Sinne der Versorgungssicherheit begrüßten 79 Prozent den Weiterbetrieb bestehender AKW, sofern sie sicher sind. Außerdem setzt eine Mehrheit auf zukünftige Technik: 59 Prozent würden den Bau von AKW der nächsten Generation befürworten, die aktuell noch in der Entwicklung sind.

Die neuen Ergebnisse nimmt der VSE als Basis für einen Aufruf an die Politik. Sie müsse entschlossener handeln, sonst „verfehlen wir die Versorgungsziele klar“, so VSE-Präsident Martin Schwab. Der Verband verweist dabei auf seinen Stromversorgungsindex. Dessen Prognose (69 von 100 Punkten) lautet, dass die Schweiz ihre Versorgungsziele im Jahr 2050 verfehlen wird, sofern es keine zusätzlichen Maßnahmen gibt.

Die Ergebnisse der Umfrage „Versorgungssicherheit rückt ins Zentrum - Inländische Produktion und Kernenergie gewinnen an Bedeutung“ sind über die Internetseite des Forschungsinstituts „gfs.bern“ einsehbar.

„Mit unserem Einstieg bei RKU IT stärken wir den Einfluss und sichern uns eine enge Einbindung in zentrale strategische Entscheidungen. Der regelmäßige Austausch mit den anderen Gesellschaftern eröffnet neue Perspektiven und fördert die gemeinsame Weiterentwicklung“, sagt Rudolf Irmscher, Geschäftsführer der Stadtwerke Heidelberg.

Anfang 2026 hatten bereits die Stadtwerke Velbert Anteile an RKU IT erworben mit dem Ziel, die Zusammenarbeit zu vertiefen, wie es damals hieß. Das kommunale Unternehmen hatte zu diesem Zeitpunkt bereits seit einem Jahr die IT-Plattform „NextGen Utilities“ sowie Leistungen im Bereich Smart Metering genutzt.

RKU IT ist ein kommunal geprägter IT- und Prozessdienstleister für die Energie- und Versorgungswirtschaft. Hauptprodukt ist die Plattform Nextgen Utilities, die als Software-as-a-Service-Modell angeboten wird und energiewirtschaftliche Prozesse standardisiert abbildet. Zum Portfolio gehören beispielsweise Abrechnung, Marktkommunikation, Netzprozesse, Smart Metering, und Datenmanagement.

Die Internetseite von RKU IT weist derzeit 17 Gesellschafter aus. Neben den Stadtwerken Heidelberg und Velbert halten unter anderem auch die Stadtwerke Tübingen, die Stadtwerke Bochum und die Dortmunder DSW21 Anteile. Der kommunale Ansatz soll die gemeinschaftliche Entwicklung von IT-Leistungen und die Realisierung von Skaleneffekten unterstützen.

„Mit der Restrukturierung schaffen wir die Grundlage für mehr Effizienz, klare Marktfokussierung und nachhaltige Profitabilität“, begründet Juwi-CEO Jost Backhaus den Schritt: „Unser Ziel ist es, Juwi langfristig stabil und wettbewerbsfähig aufzustellen und so als starken, verlässlichen Partner der Energiewende zu positionieren“. Die Stellenstreichungen sollen „möglichst sozialverträglich“ umgesetzt werden.

Die geplante Restrukturierung sei gemeinsam mit Arbeitnehmervertretungen, zuständigen Gremien und der Muttergesellschaft MVV Energie AG entwickelt worden. Dabei setze man zunächst auf freiwillige Maßnahmen. Betriebsbedingte Kündigungen seien nur vorgesehen, wenn es unvermeidbar sei, heißt es in der Mitteilung.
Umstrukturierung und Verkleinerung der Geschäftsführung

Definitiv gehen wird ein Teil der bisherigen Unternehmensführung: Christian Arnold, seit November 2021 für das operative Geschäft in Deutschland verantwortlich, verlässt Juwi zum 30. September 2026. Stephan Hansen, der das internationale Geschäft sowie die Bereiche Einkauf, IT, Qualitätsmanagement und Arbeitssicherheit verantwortet, legt sein Mandat als Geschäftsführer ebenfalls zum 30. September 2026 nieder und scheidet zum 30. Juni 2027 aus dem Unternehmen aus. Bis dahin soll er als Senior Advisor im internationalen Projektgeschäft tätig sein. 

Das Unternehmen soll damit ab Oktober 2026 vom derzeitigen CEO Jost Backhaus gemeinsam mit dem neuen CFO Thomas Hüsgen geführt werden. Hüsgen ist derzeit Finanzvorstand bei Zelestra Deutschland und war zuvor in verschiedenen Führungsfunktionen bei RWE, Innogy und Eon tätig. Nach Unternehmensangaben verfügt er über rund 20 Jahre Erfahrung in den Bereichen Finanzen, Controlling, Rechnungswesen, Steuern und Recht. 
 
Mit der Umstrukturierung werden auch die Zuständigkeiten in der Geschäftsführung neu verteilt. Backhaus übernimmt zusätzlich zum Vorsitz der Geschäftsführung die Verantwortung für das operative Geschäft in Deutschland, Griechenland und Italien sowie für Einkauf und Strategy & Development. Hüsgen soll künftig sämtliche kaufmännischen Bereiche des Unternehmens im In- und Ausland sowie die Ressorts Recht und Compliance verantworten.

Fokus auf hybride Projekte in wachstumsstarken Märkten 

Strategisch will sich Juwi künftig stärker auf wirtschaftlich tragfähige Märkte konzentrieren. Das Unternehmen setzt dabei unter anderem auf hybride Projekte, die Wind- und Photovoltaikanlagen mit Batteriespeichern kombinieren. Zudem soll die Zusammenarbeit mit der Muttergesellschaft MVV Energie ausgebaut werden, etwa bei der Direktvermarktung von Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen an Industriekunden. 

Trotz der Restrukturierung verweist das Unternehmen auf eine gefüllte Projektpipeline. Derzeit errichte Juwi in Deutschland, Italien, Griechenland, Südafrika und den USA Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 1.000 MW. In den beiden jüngsten Ausschreibungsrunden der Bundesnetzagentur erhielt Juwi Zuschläge für 64 Windenergieanlagen mit insgesamt 390 MW. Auch bei der jüngsten Ausschreibung für Photovoltaik-Projekte sei man erfolgreich gewesen. 

Juwi gehört zur Mannheimer MVV Energie AG und beschäftigt weltweit rund 1.300 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter. Das Unternehmen entwickelt, baut und betreibt Projekte in den Bereichen Windenergie, Solarenergie sowie Speicherlösungen.

„ZuhausePlus“ wurde mit dem Dienstleister Mehrwerk entwickelt. Die Leistung ist an die Tarife „FixStrom 18“ oder „FixGas 18“ gebunden. Beide Tarife haben dabei eine fixe Laufzeit und Preisgarantie von 18 Monaten. Beim Abschluss eines Vertrags online kann der Kunde über einen persönlichen Aktivierungslink das Zusatzangebot freischalten.

Nach Angaben der Unternehmen ist der Service rund um die Uhr erreichbar. Er bietet neben Soforthilfeleistungen eine Garantieverlängerung für Elektrogeräte um zwei weitere Jahre über die Herstellergarantie hinaus. „Die Kostenübernahme beträgt zwischen 500 und 2.000 Euro pro Schadenfall“, heißt es in einer Mitteilung von Mehrwerk.

Mehrwerk mit Sitz in Bielefeld entwickelt nach eigenen Angaben Mehrwertprogramme und digitale Zusatzleistungen unter anderem für Unternehmen aus den Bereichen Banken, Versicherungen, Handel und Energie.

Enercity ordnet das Angebot als Ergänzung des klassischen Energievertriebs ein. „Durch die Integration in unsere Tarife profitieren unsere Kunden zudem von besonders attraktiven Konditionen. So verbinden wir unsere Produkte und Services noch stärker mit dem Zuhause als Zentrum des individuellen Energieökosystems“, sagte Veit Lennarz, Fachgebietsleiter Produktmanagement und Kooperationen bei Enercity.

Die Beschichtungsanlage in Marl ist nach Angaben von Evonik rund 20 Meter lang und produziert Membranen mit einer Breite von bis zu 1 Meter. Eine Gewebeverstärkung könne integriert werden, um die Membran für großformatige Systeme anzupassen, heißt es. Die Membranen seien für den Betrieb unter hohen Stromdichten und Drücken ausgelegt. Bei der Herstellung würden keine per- und polyfluorierte Alkylsubstanzen (PFAS) zugesetzt.

Parallel zum Produktionsstart in Deutschland eröffnet Evonik das AEM Center Shanghai. Dort sollen die in Marl produzierten Membranen gemeinsam mit lokalen Partnern und Kunden unter industriellen Bedingungen getestet werden. Das Zentrum konzentriert sich laut Evonik auf die Anwendung der AEM-Elektrolyse und ihre Einbindung in Wasserstoffinfrastrukturen.

Möglicherweise aber ist die bislang verhaltene Reaktion ausgerechnet in diesem Falle fehl am Platz. US-Präsident Donald Trump erwägt einem Medienbericht zufolge neue Angriffe auf iranische Kraftwerke und Brücken. Trump überlege, neue Angriffe anzuordnen, da die iranische Führung zu lange brauche, um eine Einigung zu erzielen, berichtete Fox News.

Strom: Der deutsche OTC-Strommarkt hat sich zur Wochenmitte überwiegend etwas fester gezeigt und damit die Tendenz von Gas, Öl und CO2 aufgenommen. Der Day-ahead allerdings sank in der Grundlast um 10,50 auf 112,25 Euro je Megawattstunde und in der Spitzenlast um 16,25 auf 87,00 Euro je Megawattstunde. An der Börse kostete der Donnerstag 112,06 Euro im Base und 86,70 Euro im Peak.

Händler führten die Abgaben beim Day-ahead auf die höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung von 23,2 Gigawatt zurück, die für den Donnerstag erwartet wird. Für den Berichtstag hatten die Meteorologen von Eurowind dagegen 21,6 Gigawatt vorhergesagt. Für den Freitag prognostiziert der Wetterdienst Beiträge von Wind und Solar in Höhe von 26,8 Gigawatt.

Einen Sprung nach oben dürfte die Einspeiseleistung der Erneuerbaren am Samstag und Sonntag machen. Eurowind geht von 48 Gigawatt am Samstag und 46 Gigawatt am Sonntag aus. Dann ist mit großer Sicherheit erneut mit negativen Preisen auf Day-ahead-Basis zu rechnen. Ihre Prognosen zum Temperaturverlauf in der neuen Woche und danach haben die Wetterdienste tendenziell zurückgenommen.

Am langen Ende gewann das Frontjahr um 0,62 auf 95,02 Euro.

CO2: Die CO2-Preise haben sich am Mittwoch fester gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.05 Uhr 0,50 auf 76,65 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt schwache 7,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 76,93 Euro, das Tief bei 75,60 Euro.

Die Nettolongpositionen am CO2-Markt sanken an der ICE in der Vorwoche um 2 Millionen Tonnen auf 49,1 Millionen Tonnen. Die Analysten von Redshaw Advisors gehen für die kommenden Tage weiter von einem seitwärts gerichteten Handel am CO2-Markt aus. Neue geopolitische Entwicklungen im Mittleren Osten könnten dies allerdings ändern.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Mittwoch etwas fester gezeigt. Der Frontmonat Juli am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.05 Uhr 0,400 auf 49,100 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE legte der Day-ahead um 0,230 auf 49,030 Euro je Megawattstunde zu.

Damit zeigte sich Erdgas erneut im Verbund mit Erdöl, das ebenfalls etwas hinzugewann. Ursache beider Entwicklungen sind die wieder aufgeflammten Gefechte in der Straße von Hormus. Bullish auf den Gasmarkt dürfte sich auch ein Streik in der australischen LNG-Anlage Ichthys auswirken. Diese produziert mit 9,3 Millionen Tonnen jährlich rund 2 Prozent des weltweit verfügbaren LNG. Der Gasflow aus Norwegen beträgt für den Berichtstag üppige 335,2 Millionen Kubikmeter.