BVES-Bundesgeschäftsführer Urban Windelen kritisiert die Verzögerung deutlich. Gerade der Staat müsse sich an selbst gesetzte Fristen halten. Die erneute Verschiebung verlängere die Unsicherheit für Unternehmen, die in die Flexibilisierung des Energiesystems investieren wollten. Nach Einschätzung des Verbandes erschwert die ausstehende Entscheidung Investitionsplanungen in Milliardenhöhe.

Marktintegration von Speichern überfällig

Nach Darstellung des BVES ist die Festlegung ein zentrales Element für die Marktintegration von Batteriespeichern. Sie soll erstmals einen regulatorischen Rahmen schaffen, der es ermöglicht, erneuerbaren Strom und Netzstrom flexibel zu kombinieren, ohne automatisch Ansprüche aus der Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz oder Privilegien nach dem Energiefinanzierungsgesetz zu verlieren. Insbesondere für sogenannte Co-Location-Projekte sowie für den Ausbau von Heim- und Gewerbespeichern sei Planungssicherheit erforderlich.

Der Verband verweist darauf, dass er sich seit Jahren für praxistaugliche Regelungen zur Marktintegration von Speichern einsetzt. Dass das Verfahren erneut verschoben werde, stehe im Widerspruch zum politischen Ziel, die Transformation des Energiesystems stärker über marktwirtschaftliche Instrumente zu organisieren, so Windelen.

Flexibilitätsgesetz greift zu kurz

Kritisch bewertet der BVES auch den Entwurf des Gesetzes zur Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren für mehr Flexibilität im Stromsystem (FlexBG). Zwar begrüßt der Verband, dass Anlagen nach dem Stromversorgungs-Kapazitätsgesetz (StromVKG) künftig schneller genehmigt werden sollen. Für Stromspeicher schaffe der Gesetzentwurf nach Einschätzung des BVES jedoch nur begrenzte zusätzliche Beschleunigung.

Aus Sicht des Verbandes werden speziell die geplanten Regelungen in § 249 Abs. 6a Baugesetzbuch den Anforderungen moderner Co-Location-Projekte nicht gerecht. Energiespeicher müssten dort, wo Windenergie erzeugt werde, ausdrücklich mitgedacht werden. Die Kombination von Windenergieanlagen und Speichern ermögliche eine bessere Auslastung vorhandener Netzanschlüsse, verringere den Bedarf an Netzausbau und erhöhe die Flexibilität des Stromsystems.

Deshalb fordert der BVES, die vorgesehenen Leistungsgrenzen und Planungsvoraussetzungen anzupassen. Der Verband appelliert an Bundesregierung, Bundestag und Bundesnetzagentur, die offenen Verfahren in der zweiten Jahreshälfte abzuschließen und einen verlässlichen Investitionsrahmen für Speicher zu schaffen.

Kritik aus der Kommunalwirtschaft

Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) sieht im FlexBG grundsätzlich einen Schritt in die richtige Richtung. In seiner Stellungnahme begrüßt der Verband insbesondere die geplante Beschleunigung, Vereinfachung und Digitalisierung von Planungs- und Genehmigungsverfahren. Dadurch könnten Projekte zum Ausbau gesicherter Leistung sowie flexibler Erzeugungs- und Speicherkapazitäten schneller umgesetzt werden.

Gleichzeitig fordert der VKU Nachbesserungen. Nach Auffassung des Verbandes sollten die Beschleunigungsregelungen technologieoffen ausgestaltet und nicht ausschließlich auf Anlagen beschränkt werden, die über das StromVKG gefördert werden. Zudem dürften gesetzliche Höchstfristen nicht dazu führen, dass Behörden Entscheidungen grundsätzlich erst zum letztmöglichen Zeitpunkt treffen. Stattdessen sollten Genehmigungen erteilt werden, sobald entscheidungsreife Unterlagen vorliegen.

Darüber hinaus spricht sich der VKU für eine stärkere Standardisierung der Verfahren aus, um Genehmigungen zu vereinfachen und Doppelprüfungen zu vermeiden. Für die öffentliche Wasserversorgung fordert der Verband außerdem unbefristete wasserrechtliche Bewilligungen nach dem Vorbild von Pumpspeicherkraftwerken. Dies sei notwendig, um langfristige Investitionen und eine verlässliche Versorgung zu gewährleisten.

Laut der Bundesnetzagentur soll die neue Regelung den veränderten Rahmenbedingungen im Gasnetz Rechnung tragen. Hintergrund ist das gesetzliche Ziel der Klimaneutralität bis 2045. Da fossiles Erdgas langfristig ersetzt werden soll, rechnet die Behörde mit sinkenden Transportmengen in den Gasnetzen. Gleichzeitig bleiben große Teile der Netzinfrastruktur und damit auch die Kosten zunächst bestehen. Dies könnte dazu führen, dass die spezifischen Netzentgelte künftig steigen.

Ziele der Entgeltreform

Nach den Vorstellungen der Bundesnetzagentur soll die künftige Netzentgeltsystematik drei zentrale Ziele erfüllen. Sie soll die Finanzierung der Netze sicherstellen, eine verursachungsgerechte Beteiligung der Netznutzer an den Kosten ermöglichen und zugleich verständlich sowie praktikabel bleiben. Netzentgelte sollen nach Auffassung der Behörde die tatsächliche Netznutzung möglichst realitätsnah abbilden, gleichzeitig aber einfach nachvollziehbar sein.

Für Fernleitungsnetzbetreiber sieht die Bundesnetzagentur keinen grundlegenden Änderungsbedarf. Die Entgeltsystematik sei bereits weitgehend durch europäische Vorgaben sowie bestehende Festlegungen geregelt. Für regionale Verteilernetzbetreiber, die zwischen Fernleitungs- und örtlichen Verteilernetzen angesiedelt sind, orientiert sich die Entgeltsystematik laut der Behörde an den Fernleitungsnetzbetreibern und habe sich ebenfalls etabliert.

Anpassungen im Verteilernetz

Größeren Anpassungsbedarf sieht die Behörde dagegen bei den Gasverteilernetzen. Für örtliche Verteilernetzbetreiber müsse wegen des Auslaufens der GasNEV eine neue rechtliche Grundlage geschaffen werden. Das bislang überwiegend angewandte Netzpartizipationsmodell habe sich nach Angaben der Bundesnetzagentur grundsätzlich bewährt. 

Die Beschlusskammer will hier weiterhin an Arbeitsentgelten festhalten. In der Vergangenheit habe sich etabliert, dass rund 70 Prozent der Erlöse des Netzbetreibers durch die Bepreisung der Leistung und 30 Prozent durch die Bepreisung von Arbeit vereinnahmt werden. „Vor dem Hintergrund der Gasnetztransformation kann über eine sukzessive Verringerung des Arbeitspreis-Anteils nachgedacht werden“, so die Agentur. Die Anreizreizwirkung zum sparsamen Gasverbrauch entfalte sich über die Gasbezugsmenge und den Gaspreis selbst.

Für SLP-Kunden sei die Möglichkeit sinnvoll, die Arbeitspreise um einen Grundpreis zu ergänzen. Denn damit behielten die Netzbetreiber die Möglichkeit, die Vorhaltung des Netzes zu einem gewissen Anteil entnahmeunabhängig entgeltseitig abzubilden. Für die Gasnetztransformation könne ein Grundpreis verpflichtend ausgestaltet werden, um einen Deckungsbeitrag der Abnehmer bei sinkenden Mengen zu generieren, so die Behörde.

Kein Einspeiseentgelt für Biogas

Neue Einspeiseentgelte für das örtliche Gasverteilernetz plant die Bundesnetzagentur nicht. Nach ihrer Einschätzung wäre deren Einführung mit hohem Aufwand verbunden, während derzeit nur wenige Einspeiser betroffen wären. Vor allem Biogasanlagen speisen in diese Netze ein, die bereits durch andere gesetzliche Regelungen begünstigt werden. 

Auslaufen sollen dagegen die Entgelte für vermiedene Netzkosten. Für bestehende Vereinbarungen gilt nach den Vorstellungen der Bundesnetzagentur ein Vertrauensschutz. Betreiber, denen diese Entgelte bereits zugesagt wurden, sollen sie bis zum Ablauf des jeweils zugesicherten Zehnjahreszeitraums weiter erhalten.

Bestehende Sondernetzentgelte laufen weiter

Auch die bisherigen Regelungen zu Sondernetzentgelten sollen nicht in das neue System übernommen werden. Bereits abgeschlossene Vereinbarungen bleiben nach Angaben der Behörde jedoch unberührt. Außerdem sollen die Vorgaben für die Kostenstellenrechnung auf das für die Anwendung und das Verständnis des Entgeltmodells notwendige Maß reduziert werden.

Die Orientierungspunkte stehen nun zur Konsultation. Am 15. Juli 2026 plant die Bundesnetzagentur einen Expertenworkshop, bei dem die Vorschläge mit Verbänden und weiteren Marktteilnehmern diskutiert werden. Zudem hat die Behörde die Consentec GmbH mit einem Gutachten zu europäischen Modellen der Gasnetzentgelte beauftragt. Nach Abschluss der Konsultation will die Bundesnetzagentur die endgültige Ausgestaltung der neuen Netzentgeltsystematik festlegen.

Die SyGNE-Vorlage der Bundesnetzagentur steht im Internet bereit.

Sefe ging durch Verstaatlichung aus der früheren Gazprom Germania hervor und soll die Gasversorgung in Deutschland sichern. Das Unternehmen plant, ab Anfang der 2030er Jahre über einen Zeitraum von bis zu 20 Jahren Flüssigerdgas (LNG) aus dem Projekt Ksi Lisims in der kanadischen Provinz British Columbia zu beziehen. Eine entsprechende Absichtserklärung wurde Anfang Juni im Beisein von Vertretern des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE) unterzeichnet.

Die Bundesregierung bewertet die Vereinbarung als Teil einer strategischen Partnerschaft zwischen Deutschland und Kanada. Laut der Antwort gehe die Zusammenarbeit über einen reinen Liefervertrag hinaus und stärke die Diversifizierung der Gasbeschaffung. Dadurch werde die deutsche Volkswirtschaft widerstandsfähiger gegenüber globalen Risiken.

Langfristige Gaslieferung gefährdet Klimaschutz 

Die Grünen hatten die Vereinbarkeit des Vorhabens mit der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie hinterfragt. Diese verbietet nach Angaben der Bundesregierung den Abschluss langfristiger Lieferverträge für fossiles Gas ohne Kohlendioxid-Abscheidung und -Speicherung, deren Laufzeit über den 31. Dezember 2049 hinausgeht. Die Vorgabe soll mit dem geplanten § 114 des Energiewirtschaftsgesetzes in nationales Recht umgesetzt werden.

Nach Auffassung der Bundesregierung greift diese Regelung im Fall des Ksi-Lisims-Vertrags jedoch nicht. Der Vertrag werde auf Grundlage der Lieferklausel „Free on Board“ (FOB) abgeschlossen. Dabei gehen Eigentum und Risiko nach Angaben der Bundesregierung bereits mit der Verladung der Ware auf das Schiff im Verschiffungshafen auf den Käufer über. Da sich der Lieferort damit in Kanada befinde, liege der Vertrag außerhalb des räumlichen Anwendungsbereichs des Energiewirtschaftsgesetzes und der entsprechenden EU-Vorgaben.

Die Grünen weisen in ihrer Anfrage darauf hin, dass eine Nutzung des importierten LNG zur Versorgung von Endverbrauchern in der Europäischen Union nach dem 31. Dezember 2049 entsprechend der Richtlinie nicht mehr zulässig wäre. Die Bundesregierung sieht darin jedoch keine Umgehung der Vorschriften. Sie begründet dies damit, dass FOB im internationalen LNG-Handel eine marktübliche Vertragsgestaltung sei. Eine zusätzliche externe juristische Prüfung sei für diese Einschätzung nicht erforderlich, heißt es in der Antwort.

Für den Abschluss der Transaktion waren nach Angaben des Ministeriums unter anderem die fusionskontrollrechtliche Freigabe der EU-Kommission sowie eine erneute Zertifizierung durch die Bundesnetzagentur erforderlich. Die Behörde hatte am 9. Juni nach Prüfung der entflechtungsrechtlichen Vorgaben die Rezertifizierung von Tennet Germany beschlossen. Mit Abschluss dieses Verfahrens waren die regulatorischen Voraussetzungen für den Eigentümerwechsel erfüllt.

Am 30. Juni hatten der norwegische Staatsfonds NBIM, der niederländische Pensionsinvestor APG für den Pensionsfonds ABP sowie der singapurische Staatsfonds GIC ihren Einstieg bei der deutschen Tennet abgeschlossen. Deren gemeinsamer Anteil soll bis 2029 auf 46 Prozent steigen.

Der Bund übernimmt seinen Anteil zu derselben Unternehmensbewertung wie die Mitinvestoren, heißt es aus Berlin. Die KfW-Bank bezifferte im Februar den Kaufpreis auf 3,3 Milliarden Euro. Die verbleibenden Anteile hält weiterhin die niederländische Tennet Holding.

„Mit dem heutigen Transaktionsvollzug sichern wir den Ausbau des Stromübertragungsnetzes als kritische Infrastruktur ab und stärken den Wirtschaftsstandort Deutschland“, wird Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) in einer Mitteilung des Ministeriums zitiert.

„Ich begrüße, dass neben der KfW auch drei private Investoren Anteile an der Tennet Germany erwerben. Dies ist auch Ausdruck der Attraktivität Deutschlands als Investitionsstandort“. Mit dieser Eigentümerstruktur sei der größte deutsche Übertragungsnetzbetreiber für die Zukunft gut aufgestellt. Mit der neuen Eigentümerstruktur soll die Finanzierung des Netzausbaus langfristig abgesichert werden. 
 Tennet Germany betreibt mit mehr als 14.000 Trassenkilometern das größte deutsche Stromübertragungsnetz. Das Unternehmen beschäftigt mehr als 5.000 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter.

Über die KfW hält der Bund bereits 20 Prozent an 50 Hertz sowie 24,95 Prozent an Transnet BW.

Der Rechtsanwalt Johannes Franke sagte, mit dem neuen Gesetz solle ein „CO2-Kredit zulasten künftiger Gesetzgeber“ aufgenommen werden - allerdings in unbekannter Höhe und mit unbekannten Konditionen. „Das ist aus unserer Sicht unzulässig und verletzt Informationsrechte der Abgeordneten und des Deutschen Bundestages.“ 

Die Informationen müssten zwingend noch vor Abschluss des parlamentarischen Verfahrens vorliegen, sagte Franke. Der Eilantrag beim Bundesverfassungsgericht ziele darauf, dass über das Gebäudemodernisierungsgesetz zumindest nicht vor der Sommerpause abgestimmt werde - damit Zeit sei, Informationen zur Klimawirkung noch nachzuliefern. 

Umstrittene Reform 

Das neue Heizgesetz, das Gebäudemodernisierungsgesetz, könnte in der kommenden Woche vom Bundestag beschlossen werden. Verhandlungen der Koalitionsfraktionen sind aber noch nicht abgeschlossen. Die schwarz-rote Koalition will Kernpunkte der von der früheren Ampel-Regierung beschlossenen Regelungen kippen. 

Neben der Wärmepumpe, einem Fernwärmeanschluss, hybriden Heizungsmodellen und einer Biomasseheizung sollen weiterhin auch neue Gas- und Ölheizungen eingebaut werden können - Voraussetzung ist, dass diese ab 1. Januar 2029 einen zunehmenden Anteil CO2-neutraler Brennstoffe wie Biomethan nutzen. Geplant ist eine „Biotreppe“. Diese soll den Übergang zum klimafreundlichen Heizen ebnen. Für bestehende Heizungen soll von 2028 an eine „Grüngasquote“ eingeführt werden, die Versorger erfüllen müssen. 

Bock sagte, mit dem Gebäudemodernisierungsgesetz werde die Lücke zur Erreichung von Klimazielen absehbar größer werden. Doch die Bundesregierung könne auch auf mehrfache Nachfragen keine Aussage zu Klimawirkung und zur Verfügbarkeit von Biogasen treffen. „Wir wollen, dass diese Berechnungen auf den Tisch kommen.“ 

Auch viele Umweltverbände warnen 

Auch viele Umweltverbände warnen vor Rückschritten beim Klimaschutz. Erwartet werden deswegen auch Klagen gegen das Gesetz, wenn es beschlossen wurde. In einem Gutachten der wissenschaftlichen Dienste des Bundestages hieß es, es bestünden „verfassungsrechtliche Zweifel“, insbesondere ob die Neuregelung der Heizungsemissionen nach dem neuen Gebäudemodernisierungsgesetz Reduktionslasten insgesamt unverhältnismäßig auf die Zukunft verschiebe. Es sei aber offen, wie das Bundesverfassungsgericht diese Zweifel bewerten würde. 

Die Grünen reagierten verhalten auf die Klage der Linken gegen das Heizungsgesetz. Michael Kellner, Grünen-Sprecher für Energiepolitik, sagte der „Rheinischen Post“: „Das vorliegende Eilverfahren der Linken beanstandet eher das Verfahren, weniger den Inhalt. Wir sind skeptisch, ob das klappt. Aber wenn die Linke mit ihrer Klage Erfolg hat, freuen wir uns und ich spendiere eine Kiste Rotkäppchen-Sekt für alle.“ 

Ähnlicher Fall vor drei Jahren

Im Sommer 2023 hatte das Bundesverfassungsgericht kurz vor dem geplanten Parlamentsbeschluss zum damaligen Heizungsgesetz das Vorhaben vorerst gestoppt. Geklagt hatte der damalige CDU-Abgeordnete Thomas Heilmann. Die umstrittenen Änderungen des Gebäudeenergiegesetzes wurden dann nach der Sommerpause vom Bundestag beschlossen. 

Am 23. Juli - also rund drei Jahre nach dem erfolgreichen Eilantrag gegen das alte Heizungsgesetz - entscheidet das Bundesverfassungsgericht über Heilmanns Klage im Hauptverfahren. Dabei geht es nicht inhaltlich um das alte Heizungsgesetz, sondern um die Frage, ob es ein „verfassungsrechtliches Tempolimit“ für die Beratung von Gesetzentwürfen gibt, hatte die Vorsitzende Richterin Ann-Katrin Kaufhold bei der Verhandlung im Februar betont. Heilmann selbst wünscht sich, dass das Gericht in seiner Entscheidung Standards für die parlamentarischen Abläufe formuliert. Dem Parlament falle es oft schwer, sich selbst auf solche Standards zu einigen, sagte er im Februar. Daher seien die Impulse aus Karlsruhe wichtig.

Kaum eine Personalie dürfte für die Energiebranche in den kommenden Jahren wichtiger sein. Die Bundesnetzagentur entscheidet über Netzentgelte, den Ausbau der Strom- und Gasnetze, Regulierung und zahlreiche Detailfragen der Energiewende. Wer künftig an ihrer Spitze steht, wird den Kurs der Behörde maßgeblich mitprägen.

Laut Tagesspiegel Background liegt das Vorschlagsrecht für das Präsidentenamt bei der Union. Demnach sind unter anderem der Vorsitzende des Beirats der Bundesnetzagentur, Mark Helfrich (CDU), Unionsfraktionschef Jens Spahn sowie Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche in den Auswahlprozess eingebunden.

Als ein möglicher Kandidat wird Ingbert Liebing genannt. Der Hauptgeschäftsführer des Verbandes kommunaler Unternehmen (VKU) verfügt über langjährige Erfahrung in der Energiepolitik und gilt als gut vernetzt. Beobachter weisen allerdings darauf hin, dass sein Alter von 63 Jahren seine Chancen schmälern könnte.

Ebenfalls gehandelt wird Torsten Safarik. Der heutige Geschäftsführer der Lausitzer und Mitteldeutschen Bergbau-Verwaltungsgesellschaft (LMBV) leitete zuvor das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (Bafa). Zudem war er in den 2000er Jahren Mitarbeiter der CSU-Landesgruppe im Deutschen Bundestag und verfügt über Verwaltungserfahrung im energiepolitischen Umfeld.

Möglich ist auch eine Verlängerung der Amtszeit von Klaus Müller um weitere fünf Jahre auf insgesamt zehn Jahre. Politisch wäre dieser Weg allerdings nicht ohne Brisanz. Müller wurde vom damaligen grünen Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck ins Amt berufen. Ob eine unionsgeführte Bundesregierung diesen Schritt gehen würde, erscheint Beobachtern daher offen.

Bis zur Entscheidung dürfte es noch einige Monate dauern. Fest steht bislang nur eines: Offiziell ist weder eine Personalentscheidung gefallen noch wurde bislang offiziell ein Kandidat oder eine Kandidatin benannt.

Bei der ersten Auktion am 1. Juli wurden 21,3 Millionen „nEHS“-Zertifikate (nEZ) zu einem Preis von 65 Euro je Tonne CO2 verkauft. Wie die EEX mitteilte, wurde damit der Höchstpreis des geltenden Preiskorridors erreicht. Deshalb kam die sogenannte 65-Euro-Regel zur Anwendung, wodurch die doppelte ursprünglich vorgesehene Zertifikatsmenge versteigert wurde.

Das nationale Emissionshandelssystem (nEHS) ist seit 2021 Teil der deutschen Klimapolitik. Es erfasst die CO2-Emissionen aus den Bereichen Wärme und Verkehr, die bislang nicht unter den europäischen Emissionshandel (ETS 1) fallen. Betroffen sind vor allem Unternehmen, die Brennstoffe wie Erdgas, Heizöl, Benzin oder Diesel in Verkehr bringen. Sie müssen für die dabei entstehenden Emissionen Zertifikate erwerben. Die dadurch entstehenden Kosten werden in der Regel über die Brennstoffpreise an Verbraucher und Unternehmen weitergegeben.

Bis Ende 2025 galt im nEHS ein staatlich festgelegter CO2-Preis. Mit dem Jahr 2026 beginnt nun der Übergang zu einer marktbasierten Preisbildung. Für „nEZ“ für das Jahr 2026 gilt ein Preiskorridor zwischen 55 und 65 Euro. Innerhalb dieser Spanne bestimmt die Nachfrage den Preis.

Über 192 Millionen Zertifikate im Laufe des Jahres

Bereits die erste Versteigerung erreichte den maximal zulässigen Preis von 65 Euro. Deshalb wurde nach der sogenannten 65-Euro-Regel zusätzliches Auktionsvolumen freigegeben. Insgesamt wechselten mehr als 21 Millionen „nEZ“ den Besitzer. Im Laufe des Jahres sollen etwas mehr als 192 Millionen Zertifikate versteigert werden. Die Auktionen finden jeweils mittwochs zwischen 13 und 15 Uhr statt.
 Ab November 2026 können Unternehmen zusätzlich Zertifikate in unbegrenzter Menge zum sogenannten Überschussmengenpreis von 68 Euro erwerben. Damit soll verhindert werden, dass es kurzfristig zu einem Mangel an Zertifikaten kommt.

Das nationale Emissionshandelssystem ist zugleich eine Übergangslösung. Ab 2027 soll das neue europäische Emissionshandelssystem ETS 2 den CO2-Ausstoß im Gebäude- und Verkehrssektor europaweit regeln. Anders als im bisherigen deutschen System wird der Preis dann grundsätzlich am Markt ohne nationale Preisobergrenze gebildet.

Die EEX führt die Auktionen im Auftrag des Bundes durch. Sie organisiert bereits die Versteigerungen im europäischen Emissionshandel und bereitet die Einführung des EU ETS 2 vor. EEX-Vorstandschef Peter Reitz sagte: „Die erfolgreiche erste Auktion markiert einen wichtigen Meilenstein für den Emissionshandel in Deutschland.“

Für Verbraucher ergeben sich durch die erste Auktion zunächst keine unmittelbaren Änderungen. Die CO2-Kosten sind bereits Bestandteil der Preise für fossile Brenn- und Kraftstoffe. Mit dem Übergang zu einer marktbasierten Preisbildung können die CO2-Kosten künftig jedoch stärker schwanken als in den vergangenen Jahren mit staatlich festgelegten Preisen.

In den kommenden Jahrzehnten wird, so die Einschätzung von Shell, die heimische Erdgasförderung in Europa weiter zurückgehen. Gleichzeitig steige der Bedarf an flexiblen Gaskraftwerken, um wetterbedingte Schwankungen bei Wind- und Solarstrom auszugleichen. LNG werde deshalb auch künftig eine wichtige Rolle für die Versorgungssicherheit spielen. Obwohl der Gasverbrauch in Europa langfristig zurückgehen dürfte, rechnet Shell auch 2050 mit LNG-Importen von mehr als 125 Millionen Tonnen pro Jahr. Der heutige hohe Importbedarf werde damit auf absehbare Zeit bestehen bleiben. 

Einen breiten Raum nimmt im diesjährigen Outlook die geopolitische Entwicklung ein. Der Konflikt im Nahen Osten habe den weltweiten LNG-Handel erneut unter Druck gesetzt, schreibt Shell. Zeitweise sei rund ein Fünftel der monatlichen LNG-Lieferungen durch Einschränkungen des Schiffsverkehrs in der Straße von Hormus betroffen gewesen. Zusätzliche Lieferungen aus Nordamerika, eine höhere Auslastung bestehender Exportanlagen sowie eine geringere Nachfrage in Teilen Asiens hätten die Auswirkungen jedoch teilweise abgefedert. Sollte sich die Lage im Persischen Golf weiter entspannen, könnte der weltweite LNG-Handel 2026 etwa das Niveau des Vorjahres erreichen und 2027 wieder wachsen.
 
Im Vergleich zur europäischen Gaskrise nach dem russischen Angriff auf die Ukraine bewertet Shell den LNG-Markt heute als deutlich robuster. Nach Einschätzung des Unternehmens haben zusätzliche Verflüssigungsanlagen, neue LNG-Importterminals und flexiblere Handelsströme die Versorgung widerstandsfähiger gemacht. Hinzu komme der wachsende Anteil langfristiger Lieferverträge. Rund zwei Drittel des weltweiten LNG-Handels werden inzwischen über solche Verträge abgewickelt. Die durchschnittlichen Einkaufspreise vieler Importeure lägen deshalb deutlich unter den kurzfristigen Spotmarktpreisen. Dies habe dazu beigetragen, die Folgen der jüngsten geopolitischen Spannungen abzufedern.

Investitionen bleiben erforderlich

Den weltweit stärksten Nachfrageanstieg erwartet Shell in Süd- und Südostasien. Bis 2050 sollen diese Regionen rund 40 Prozent der weltweiten LNG-Importe auf sich vereinen. Voraussetzung dafür seien erhebliche Investitionen in Regasifizierungsanlagen, Importterminals und den Ausbau der Gasnetze. Gleichzeitig sollen bis 2030 weltweit neue Verflüssigungskapazitäten von rund 180 Millionen Tonnen pro Jahr entstehen.

Nach Einschätzung des Unternehmens reicht dieser Ausbau allein nicht aus. Um den langfristig erwarteten Bedarf zu decken, seien in den 2030er- und 2040er-Jahren weitere LNG-Projekte mit einer Jahreskapazität von rund 200 Millionen Tonnen erforderlich. Dabei dürften insbesondere Nordamerika und die USA ihre Rolle als wichtigste Exportregion weiter ausbauen.

Als weitere Wachstumstreiber nennt der Outlook den Einsatz von LNG als Schiffskraftstoff. Bis 2035 könnte sich die dafür benötigte Menge auf 27 Millionen Tonnen pro Jahr versiebenfachen. Zudem erwartet Shell in einzelnen asiatischen Staaten zusätzliche Gasnachfrage durch den steigenden Strombedarf von Rechenzentren. Der Bericht beschreibt darüber hinaus auch die Entwicklung des weltweiten LNG-Handels und den Ausbau neuer Export- und Importkapazitäten.

Der 27 Seiten umfassende „LNG Outlook 2026“ steht in englischer Sprache auf der Internetseite von Shell zum Download bereit.

 
Im März 2026 betrug der Wert für tausend Kubikfuß an exportiertem US-amerikanischem LNG 7,57 US-Dollar. Verbunden mit den hohen Exportpreisen sind auch die internationalen Preise für den Import von LNG seit 2021 mit leichten Schwankungen stetig angestiegen. Als Referenz können hierfür die Importpreise von Japan herangezogen werden. Die Angaben stammen von der U.S. Energy Information Administration.

Hintergrund ist der geplante Ausbau des deutschen Wasserstoff-Kernnetzes mit einer Länge von 9.040 Kilometern bis 2032. Ein großer Teil der künftigen Infrastruktur soll durch die Umstellung bestehender Erdgasleitungen entstehen (wir berichteten). Laut BAM wirft der Ausbau zahlreiche technische Fragen auf. Etwa müsse unter anderem geklärt werden, wie sich Wasserstoff auf unterschiedliche Stähle, Dichtungen und andere Werkstoffe auswirkt. Ebenso sei zu untersuchen, ob bestehende Leitungen die Reinheit des transportierten Wasserstoffs beeinflussen können.

Tests unter realistischen Bedingungen

Genau hier setzt „ModuH2Pipe“ an. Das Reallabor soll, wie die BAM in einer Mitteilung bekannt gibt, Untersuchungen im Originalmaßstab ermöglichen. Zwei frei konfigurierbare Rohrabschnitte bilden unterschiedliche Betriebszustände eines Wasserstoffnetzes nach. So lassen sich Druckschwankungen zwischen 10 und 85 bar sowie hohe Durchflussmengen simulieren. Außerdem können gezielt Verunreinigungen beigemischt werden, um Alterungs- und Schädigungsprozesse von Werkstoffen sowie die Funktionsfähigkeit von Komponenten zu untersuchen.
 
Im Mittelpunkt stehen dabei nicht nur Rohrleitungen. Auch Armaturen, Dichtungen sowie Fertigungs-, Schweiß- und Reparaturverfahren will das BAM untersuchen. Zudem sollen zerstörungsfreie Prüfverfahren unter realen Bedingungen getestet und weiterentwickelt werden. Zerstörungsfreie Prüfverfahren sind Methoden, mit denen sich der Zustand von Werkstoffen oder Bauteilen überprüfen lässt, ohne sie zu beschädigen oder auszubauen. Sie dienen dazu, Risse, Korrosion, Materialermüdung oder Schweißfehler frühzeitig zu erkennen.
Die dabei gewonnenen Daten fließen in digitale Diagnose- und Entscheidungswerkzeuge ein, die Netzbetreiber unter anderem bei der Berechnung der Restlebensdauer von Leitungen und der Planung von Wartungsintervallen unterstützen.

Ein zweites Testmodul widmet sich sicherheitskritischen Fragestellungen. Dort können Rohrleitungen oder Armaturen mit Drücken von bis zu 900 bar belastet werden – deutlich oberhalb der üblichen Betriebsbedingungen. Kommt es dabei zu einem Versagen von Bauteilen, lassen sich die Auswirkungen gezielt analysieren. Auf dieser Grundlage sollen Schutzmaßnahmen und Sicherheitskonzepte weiterentwickelt werden.

Unterstützung für Netzbetreiber

Das Reallabor gehört zum Wasserstoff-Kompetenzzentrum „H2Safety@BAM“, in dem die BAM ihre Aktivitäten zur Sicherheit von Wasserstofftechnologien bündelt. „ModuH2Pipe“ richtet sich an Gasnetzbetreiber, Unternehmen und Forschungseinrichtungen. Kai Holtappels, Sprecher des Wasserstoff-Kompetenzzentrums, betonte: „Die Testplattform soll ein Innovationsmotor für die Wasserstoffwirtschaft werden. Hier können Unternehmen, Netzbetreiber und Forschungseinrichtungen neue Materialien, Bauteile, Überwachungsverfahren sowie Wartungs- und Reparaturkonzepte unter praxisnahen Bedingungen erproben.“ Gemeinsam solle so das Vertrauen in Wasserstofftechnologien gestärkt und ihre breite Anwendung vorangebracht werden.

Der Aufbau der Testplattform wurde vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) mit 3,8 Millionen Euro gefördert. Nach Angaben der BAM soll „ModuH2Pipe“ auch dazu beitragen, Regelwerke, Standards und Normen für Wasserstoffnetze weiterzuentwickeln und damit den sicheren Betrieb der künftigen Infrastruktur zu unterstützen.

So halten 74 Prozent der Befragten das Stromnetz für anfällig gegenüber Sabotage oder gezielten physischen Angriffen, etwa auf Leitungen oder Umspannwerke. 71 Prozent sehen eine Verwundbarkeit gegenüber Cyberangriffen. Zugleich sprechen sich 93 Prozent dafür aus, der Sicherheit beim Umbau des Energiesystems denselben Stellenwert einzuräumen wie dem Klimaschutz und den Energiekosten.

Die Sorge vor Versorgungsunterbrechungen ist ebenfalls verbreitet. Fast die Hälfte (46 Prozent) der Haushalte befürchtet künftig einen mehrstündigen Stromausfall an ihrem Wohnort, während 49 Prozent dieses Risiko als gering einschätzen. Lediglich 26 Prozent halten Deutschland für gut auf länger andauernde Stromausfälle vorbereitet. Fast jeder zweite Haushalt (47 Prozent) sieht sich selbst dagegen ausreichend gerüstet. In den vergangenen zwölf Monaten haben nach eigenen Angaben 17 Prozent der Befragten einen Stromausfall von mindestens fünf Minuten erlebt.

Wunsch nach Unabhängigkeit von Öl und Gas

Trotz dieser Einschätzungen wünschen sich die meisten Haushalte ein höheres Tempo bei der Energiewende. 72 Prozent bewerten den bisherigen Fortschritt als zu langsam. Gleichzeitig vertreten 92 Prozent die Auffassung, dass die Energiekrise infolge des russischen Angriffs auf die Ukraine gezeigt habe, wie wichtig eine schnellere Unabhängigkeit von Öl und Gas sei. Mit der Energiepolitik der Bundesregierung zeigen sich allerdings lediglich 15 Prozent zufrieden.

Aus Sicht des Verbands reicht der Ausbau erneuerbarer Erzeugung allein nicht aus. Bitkom-Hauptgeschäftsführer Bernhard Rohleder verweist darauf, dass Genehmigungsprozesse, Netzanschlüsse sowie Mess-, Steuerungs- und Netzbetrieb stärker digitalisiert werden müssten, um ein zunehmend dezentrales Energiesystem sicher betreiben zu können.

Die Befragung zeigt zudem einen ausgeprägten Wunsch nach mehr Transparenz beim Energieverbrauch. 90 Prozent würden es begrüßen, ihren aktuellen Stromverbrauch ähnlich einfach verfolgen zu können wie den Kraftstoffverbrauch eines Fahrzeugs. 58 Prozent wünschen sich Informationen darüber, welche Geräte im Haushalt besonders viel Strom verbrauchen. Zwei Drittel der Befragten interessieren sich außerdem für die Klimawirkung ihres Energieverbrauchs.

Eine Mehrheit steht intelligenten Messsystemen grundsätzlich offen gegenüber. Acht Prozent geben an, bereits ein Smart Meter zu nutzen. Weitere 30 Prozent können sich dessen Einsatz „auf jeden Fall“, 31 Prozent „eher“ vorstellen. Gleichzeitig bestehen Informationsdefizite: Unter den Haushalten ohne intelligentes Messsystem fühlen sich 77 Prozent nicht ausreichend informiert. Jeder zweite Haushalt hätte grundsätzlich gern ein Smart Meter, während 48 Prozent Datenschutzbedenken äußern.
 
Auch dynamische Stromtarife stoßen auf Interesse. Zwei Prozent der Befragten nutzen bereits einen entsprechenden Tarif. Weitere 68 Prozent können sich dessen Nutzung grundsätzlich vorstellen. 90 Prozent wären bereit, ihren Stromverbrauch an variable Strompreise anzupassen, wenn dadurch Kosten eingespart werden könnten. 85 Prozent würden Geräte wie Wärmepumpen, Wallboxen oder Haushaltsgeräte automatisch in Zeiten niedriger Strompreise betreiben lassen. Insgesamt bewerten 89 Prozent der Haushalte die Digitalisierung als Chance für die Energiewende, lediglich sieben Prozent sehen darin überwiegend Risiken.

Bitkom fordert vor diesem Hintergrund unter anderem einen beschleunigten Smart-Meter-Rollout, verlässliche Rahmenbedingungen im Messstellenbetriebsgesetz sowie eine stärkere Digitalisierung und Standardisierung von Netzanschlussprozessen. Zudem spricht sich der Verband für einen breiteren Einsatz von Datenanalysen und KI im Stromverteilnetz sowie für den weiteren Ausbau der Steuerungsinfrastruktur aus. (fw)

Nach Angaben der Unternehmen sollen künftig bis zu 90 Prozent des Dampfbedarfs und bis zu 80 Prozent des Strombedarfs über das Biomassekraftwerk bereitgestellt werden. Getec übernimmt den Betrieb der Anlage sowie die langfristige Versorgung des Standorts mit Dampf und Strom.

Die Unternehmen haben langfristige Liefervereinbarungen geschlossen, die sowohl die Energieversorgung des Standorts als auch die Brennstoffbereitstellung umfassen. Mit der Umstellung auf Biomasse wollen die Partner die Abhängigkeit des Werks von Erdgas reduzieren und die Versorgungssicherheit stärken. Nach Unternehmensangaben sinken die Treibhausgasemissionen des Standorts durch das Projekt um rund 20.000 Tonnen pro Jahr. Die Energieerzeugung erfolgt mit zertifizierten Holzhackschnitzeln und Landschaftspflegematerialien. 

Baustart im Oktober geplant

Die erforderlichen behördlichen Genehmigungen für das Vorhaben liegen nach Angaben von Getec seit Mai 2026 vor. Der Bau der Verbindungsleitung zwischen Biomassekraftwerk und Produktionsstandort soll im Oktober 2026 beginnen.

Die Inbetriebnahme der neuen Energieversorgung ist für Ende 2027 vorgesehen. Mit dem Projekt erweitert Getec sein Angebot für industrielle Energieversorgung auf Basis erneuerbarer Energieträger. Für Albemarle ist die Anbindung Teil der Strategie, die Energieversorgung des Standorts langfristig auf eine breitere Basis zu stellen und den Erdgaseinsatz zu verringern.

Wie eine Sprecherin der Domstädter auf Anfrage dieser Redaktion mitteilt, hatten die Stadtwerke „nicht mehr das notwendige Vertrauen für eine langfristige Zusammenarbeit mit dem Hersteller GE“. Sie bezieht sich damit auf einen Rechtsstreit um eine andere Turbine im Bereich Münster-Loevelingloh.

Technische Probleme hatten den Betrieb jener Anlage unwirtschaftlich bis unmöglich gemacht. Erst durch eine Klage des kommunalen Versorgers kam Bewegung in die Angelegenheit. Das Verfahren endete schließlich im September 2025 mit einer außergerichtlichen Einigung, in deren Folge Münster eine nicht näher bezifferte Millionensumme als Ersatz für entstandene Kosten und entgangene Einnahmen erhielt (wir berichteten).

Als Spätfolge dieses Streits trennen die Stadtwerke sich nun von zwei Anlagen des Typs GE 3.2 in den südlichen Stadtteilen Amelsbüren (Haus Tinnen) und Hiltrup (Raringheide). Die GE-Turbinen mit jeweils 3,23 MW Leistung waren im September 2017 in Betrieb gegangen. Hier gab es offenbar keine technischen Probleme, die Stadtwerke-Sprecherin gibt „rein strategische Gründe“ für den Verkauf an.

Als Käufer gewannen die Münsteraner den Versorger aus der Ruhrstadt Duisburg. Ein Neustart mit einem anderen Betreiber sei „der richtige Schritt“, so die Sprecherin. Für Duisburg seien die Anlagen „eine ideale Ergänzung des Erzeugungsportfolios, ohne zusätzliche Planungs- und Bauzeiten“. Innerhalb des Duisburger Stadtgebiets seien zudem vergleichbare Windenergieprojekte derzeit nicht umsetzbar.

Zum Verkaufpreis machte Münster keine Angaben. Die Westfalen verfügen nun noch über 24 Windturbinen, fünf davon auf Münsteraner Boden. Andernorts sind weitere Anlagen im Bau oder kurz vor der Inbetriebnahme.

Die grundsätzliche Abkehr von GE gilt auch, obwohl die Stadtwerke Münster im Ortsteil Amelsbüren noch mit einer Anlage des Herstellers direkt zu tun haben. Diese gehört allerdings der Genossenschaft „Unsere Münster-Energie“ (UMEG), die Stadtwerke seien dort nur für die Betriebsführung verantwortlich, so die Sprecherin.

Zur Absicherung der Finanzierungspartner sollen die beiden Großaktionäre ihre zusammen rund 67,1 Prozent der Baywa-Aktien auf einen Treuhänder übertragen. Voraussetzung dafür ist eine Befreiung durch die Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht von den Vorgaben des Wertpapiererwerbs- und Übernahmegesetzes.
 Im operativen Geschäft will sich die Baywa künftig auf die Bereiche Agrar, Technik und Baustoffe konzentrieren und sich vollständig aus dem Energiegeschäft zurückziehen. Was neu am Sanierungsplan ist: Der Geschäftsbereich „Wärme und Mobilität“ soll demnach nun bis Ende 2029 veräußert werden. Das umfasst mehrere Geschäfte vom Heizöl- und Holzpelletverkauf bis zum Bau von Ladeparks. 

Die Erlöse will das Unternehmen überwiegend für den Abbau seiner Finanzverbindlichkeiten einsetzen. Zur Verbesserung der Refinanzierungsmöglichkeiten sollen die Geschäftsbereiche Agrar und Technik in eine Tochtergesellschaft eingebracht werden.

Baywa Re verlässt den Konsolidierungskreis

Parallel zur Sanierung der Baywa wird auch die Restrukturierung der Erneuerbaren-Gesellschaft Baywa Re fortgesetzt. Baywa und der Mitgesellschafter Energy Infrastructure Partners (EIP) wollen ihre Anteile an einen „Transformations-Gesellschafter“ übertragen, schreibt die Baywa in ihrer Mitteilung − nennt aber keinen Namen. Dieser soll die Restrukturierung begleiten und anschließend den Verkauf der Beteiligung vorbereiten. Damit soll die Baywa Re aus dem Konzernabschluss der Baywa entkonsolidiert werden.

Die Finanzierungspartner erwarten, Finanzverbindlichkeiten von bis zu 900 Millionen Euro vollständig aus den Erlösen des Verkaufs der Baywa Re-Anteile zurückzuführen. Sollten die Erlöse geringer ausfallen, fließt der verbleibende Betrag ebenfalls in das nachrangige Finanzierungsinstrument ein.

Die Details zur künftigen Eigentümerstruktur sollen „in wenigen Wochen“ kommuniziert werden, wie es in einer Mail des Baywa-Re-Chefsanierers Hans-Joachim Ziems an die Führungskräfte der Gesellschaft heißt, die der Deutschen Presse-Agentur vorliegt. Bislang ist die Erneuerbaren-Tochter ein Gemeinschaftsunternehmen der Mutter Baywa AG und des Schweizer Investors EIP. „Damit setzen wir unsere Transformation noch zügiger fort, und zwar in Eigenregie“, schreibt Ziems.

Contracting-Gesellschaft bereits verkauft

Bereits im November vergangenen Jahres hatte die Baywa die Tochtergesellschaft „BayWa Energie Dienstleistungs GmbH“ (EDL) an den Düsseldorfer Energiedienstleister EGC verkauft und dafür einen „zweistelligen Millionen Euro-Betrag“ erhalten (wir berichteten). 

Die auf den Betrieb von Biomasse-Heizungsanlagen und Nahwärmenetzen spezialisierte Tochtergesellschaft EDL mit Sitz in München wurde im Jahr 2009 gegründet. Das Unternehmen betreibt an 52 Standorten Wärmeerzeugungsanlagen, die vorwiegend durch Biomasse (Holzpellets und -hackschnitzel) betrieben werden und jährlich rund 51,2 Millionen kWh Wärme erzeugen. EDL betreut eine breite Kundenbasis – insbesondere Kommunen und öffentliche Auftraggeber. Die Projektstandorte befinden sich vor allem in Bayern. 

Enttäuschte Hoffnungen

Der Baywa-Konzern war 2009 unter Regie des früheren Vorstandschefs Klaus Josef Lutz mit großen Hoffnungen in das Geschäft mit erneuerbaren Energien eingestiegen. Entwicklung und Betrieb von Solar- und Windparks sollten zu einem zweiten Standbein des bis dahin weitgehend auf den Agrarhandel spezialisierten Münchner Konzerns werden. 

In den Jahren 2023 und 2024 gerieten die Muttergesellschaft Baywa AG und Tochterunternehmen jedoch in Schwierigkeiten: Die AG konnte die Zinskosten der über fünf Milliarden Euro Finanzschulden nicht mehr tragen, die der Konzern im Zuge der von Lutz geleiteten kreditfinanzierten Auslandsexpansion aufgehäuft hatte. Die Baywa Re hatte ihr Geschäft ebenfalls mithilfe von Darlehen aufgebaut, und wurde außerdem von der US-Politik in Mitleidenschaft gezogen. Präsident Donald Trumps Kürzung der Zuschüsse für den Ausbau der erneuerbaren Energien verhagelte dem Unternehmen den Ausblick. Deren Vorstand geht aber davon aus, dass das Unternehmen bereits im nächsten Jahr einen operativen Gewinn erwirtschaften kann.

Insgesamt bewertete das Unternehmen bei der Vorstellung der Bilanzzahlen 2025 den Geschäftsverlauf trotz des intensiven Wettbewerbs als erfolgreich. So lag das Jahresergebnis „über dem geplanten Ergebnis“, wie es in einer Mitteilung heißt. Das klassische Querverbundsunternehmen versorgt rund 75.000 Menschen in Bad Kreuznach und Umgebung mit Strom, Gas, Wasser und Wärme. Hinzu kommen Park- und Bäderdienstleistungen.

Die Umsatzerlöse gingen von 115,4 Millionen Euro im Jahr 2024 auf 110,2 Millionen Euro zurück. Als Ursache nennen die Bad Kreuznacher Verantwortlichen den verschärften Wettbewerb im Energiemarkt. „Der Wettbewerb am Energiemarkt hat sich weiter intensiviert, was zu einem anhaltenden Wechselverhalten der Kunden und damit zu einem Rückgang der Kundenanzahl und Absatzmengen im Vergleich zum Vorjahr führte“, heißt es in der Mitteilung.

Im Stromvertrieb verringerte sich der Absatz auf 124,0 Millionen kWh nach 131,7 Millionen kWh im Vorjahr. Ausschlaggebend war nach Unternehmensangaben vor allem der geringere Verkauf an Kunden. Dagegen legte der Gasabsatz leicht zu. Er stieg von 338,8 Millionen kWh auf 342,2 Millionen kWh. Verantwortlich dafür war eine wetterbedingt höhere Nachfrage bei Haushalten sowie kleineren Gewerbekunden.

Neues Wärmeservice-Angebot

Im Bereich Wärme-Contracting betrieben die Stadtwerke auch 2025 rund 300 Heizungsanlagen. Dazu zählen Erdgasheizungen, Blockheizkraftwerke, Wärmepumpen und Hybridheizungen. Zudem führte das Unternehmen ein neues Wärmeservice-Angebot ein. Dabei kombiniert eine Hybridheizung eine Wärmepumpe mit einer Brennwertheizung. Nach Angaben der Stadtwerke soll das Modell die Vorteile beider Technologien miteinander verbinden.

Auch die verbundenen Gesellschaften legten ihre Ergebnisse vor. Die Betriebsgesellschaft für Schwimmbäder und Nebenbetriebe (BAD) verringerte ihren Jahresverlust auf rund 3,90 Millionen Euro, nachdem das Defizit im Vorjahr noch bei rund 4,15 Millionen Euro gelegen hatte. Zur Gesellschaft gehören unter anderem die Crucenia Thermen, die Crucenia Totes-Meer-Salzgrotten sowie das Salinenbad mit Frei- und Hallenbad.

Die Gesellschaft für Beteiligungen und Parken Bad Kreuznach (BGK) bündelt das Parkgeschäft sowie verschiedene Beteiligungen. Die Stadtwerke führten 2025 insgesamt 50,5 Prozent ihres Jahresergebnisses an die BGK ab. Das entsprach rund 2,5 Millionen Euro nach rund 3,1 Millionen Euro im Vorjahr. Die Mittel werden mit dem Defizit der BAD verrechnet.

Libuda verfügt nach Auskunft der Stadtwerke Detmold über langjährige Erfahrung in der Leitung von Stadtwerken vergleichbarer Struktur ebenso wie von deutlich größeren Organisationen. Libuda war zuvor unter anderem mehr als zehn Jahre Geschäftsführer der Stadtwerke Gütersloh. Dort beendete er seine Geschäftsführungstätigkeit für die Gesellschaft und die Unternehmensgruppe der Stadtwerke Gütersloh Ende November 2024. Das teilte die Stadtverwaltung Gütersloh damals mit. Libuda hatte den Aufsichtsrat darüber informiert, „sich bereits vor Ablauf seines Dienstvertrages neuen beruflichen Herausforderungen stellen zu wollen“, hieß es damals (wir berichteten).

Ein Schwerpunkt der ersten Monate soll in Detmold nun auf der Weiterentwicklung der Zusammenarbeit mit Partnern in Stadt und Region liegen. Darüber hinaus kündigte Libuda an, die Produkte und Dienstleistungen der Stadtwerke für die Kunden weiterzuentwickeln.

Nahtloser Übergang

Kalikowski war nach Angaben der Stadtwerke bereits zwischen 1989 und 1995 als Abteilungsleiter Elektrotechnik in Detmold tätig. Anschließend leitete er mehr als drei Jahrzehnte Stadtwerke, davon neuneinhalb Jahre die Stadtwerke Detmold. Während seiner Amtszeit führte er das Unternehmen unter anderem durch die Corona-Pandemie, die Energiekrise und die Folgen des russischen Angriffs auf die Ukraine. Nach Einschätzung des Aufsichtsrats übergibt er seinem Nachfolger ein wirtschaftlich und organisatorisch gut aufgestelltes Unternehmen.

Karlikowski (63) wird das Unternehmen noch bis Ende des Jahres begleiten und in dieser Zeit ausgewählte Projekte zum Abschluss bringen. Damit sei ein nahtloser Übergang in der Unternehmensführung sichergestellt.

Weiß arbeitet seit 2009 bei den Jenaer Stadtwerken. Bevor sie Geschäftsführerin wurde, leitete sie die Sparten Netzbetrieb Gas/Wasser und Technischer Kundenservice. Den Chefposten bei Netzgesellschaft hatte sie im Jahr 2021 zunächst interimsweise übernommen.

Weiß habe in den knapp fünf Jahren an der Spitze der Jena Netze das „Unternehmen in einer Phase großer Herausforderungen und wachsender Anforderungen an die Energieinfrastruktur geprägt“, betonen die Stadtwerke. Mit der Vertragsverlängerung setze man ein „klares Signal für Kontinuität, Planungssicherheit und nachhaltige Entwicklung“.

Die Tochtergesellschaft der Stadtwerke Energie Jena-Pößneck verantwortet den Betrieb sowie den Ausbau der Energie- und Versorgungsnetze für Strom, Gas, Fernwärme sowie Wasser und Abwasser in Jena und der Region.

Strom bereitet sich auf eine neue Hitzewelle ab Ende der neuen Woche vor und notiert ebenfalls fester. Nur für Öl sind moderate Abgaben zu verzeichnen. An diesem Markt rechnen Händler mit einem kurzfristigen Überangebot, da die aufgestaute Produktion aus dem Persischen Golf nun wieder ihre Kunden erreicht.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag präsentiert. Der Montag wurde mit 90 Euro pro Megawattstunde im Base gesehen. An der Börse zeigte sich der Montag in der Grundlast ebenfalls bei 89 Euro. Der Freitag hatte am Donnerstag außerbörslich mit 59,75 Euro notiert. Der Samstag wurde an der Epex Spot mit 63,40 Euro im Base und 14,34 Euro im Peak auktioniert. Negative Preise auf Stundenbasis ergaben sich für die Zeit von 10 bis 17 Uhr. Der niedrigste Preis wurde mit -10,31 Euro für die Zeit von 14 bis 15 Uhr ermittelt.

Händler führen den Preisanstieg von Freitag auf Montag auf geringere Einspeiseleistung der Erneuerbaren zurück. So prognostizieren die Meteorologen von Eurowind für den Berichtstag 48,1 Gigawatt, während am Montag nur 35,6 Gigawatt zusammenkommen sollen. Dennoch dürfte in der neuen Woche die Windeinspeiseleistung zunächst recht hoch bleiben, was sich dämpfend auf die Preise am kurzen Ende auswirken sollte. Ausgangs der neuen Woche dürfte der Wind jedoch einschlafen, während sich eine neue Hitzewelle ankündigt.

„Damit dürften auch die Preise wieder steigen und es wird auch für die Preise in Deutschland viel darauf ankommen, in welchem Umfang die Produktion der französischen Kernkraftwerke hitzebedingt zurückgefahren werden muss“, so der Händler weiter. Für Deutschland erwartet das US-Wettermodell Temperaturen, die bis zu 8 Grad Celsius über den Saisondurchschnitt hinausgehen.

Am langen Ende gewann das Cal 27 um 0,36 auf 93,28 Euro hinzu.

CO2: Die CO2-Preise haben sich am Freitag fester gezeigt. Bis gegen 13.57 Uhr gewann der Dec 26 um 0,65 auf 80,10 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 9,9 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 80,50 Euro, das Tief bei 79,25 Euro.

Die Analysten von Redshaw Advisors verweisen auf dichtgestaffelte Unterstützungen für den Dec 26 bei 79,25 Euro, 79,11 Euro sowie 79,00 bis 78,81 Euro. Widerstand wird bei 80,26 Euro, 80,66 Euro und 81,07 Euro gesehen. Die für die neue Woche von den Wetterdiensten für Europa prognostizierte neue Hitzewelle könnte den CO2-Preisen Auftrieb verleihen, so die Analysten.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr um 0,690 auf 45,100 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE kletterte der Day-ahead um 0,400 auf 44,950 Euro. Händler erklären den Preisanstieg mit der Erwartung einer neuen Hitzewelle ab Ende der neuen Woche. Zudem konkurriert Europa verstärkt um knappe LNG-Lieferungen. Der Füllstand der europäischen Gasspeicher liegt mit 42 Prozent deutlich unter dem Durchschnitt der vergangenen Jahre. Laut dem Netzbetreiber Gassco belaufen sich die norwegischen Gasexporte am Berichtstag auf 327,5 Millionen Kubikmeter.