Nach Angaben des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE) bleibt die Grundstruktur der Förderung erhalten. Gleichzeitig werde sie sozial ausgewogener, kosteneffizienter und stärker auf besonders sanierungsbedürftige Gebäude ausgerichtet, so Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU). „Die Reform schaffe Klarheit und Planungssicherheit für Bürger, Unternehmen und das Handwerk“, sagte Reiche.

Zugleich werde die Förderung stärker auf Haushalte ausgerichtet, die besonders auf finanzielle Unterstützung angewiesen seien. Nach Angaben des Ministeriums soll die Reform außerdem einen Beitrag zu einer soliden Haushaltsführung des Bundes leisten.

Neue Staffelung nach Einkommen

Kern der Änderungen ist eine neue Staffelung des Einkommensbonus in der Heizungsförderung. Bislang galt ein einheitlicher Bonus. Künftig erhalten Haushalte mit einem zu versteuernden Einkommen bis 30.000 Euro einen Bonus von 40 Prozent. Für Einkommen bis 40.000 Euro bleibt die bisherige Förderung bestehen. Haushalte mit bis zu 50.000 Euro Jahreseinkommen können künftig noch einen Bonus von bis zu 10 Prozent erhalten. Erstmals führt die Bundesregierung zudem einen Familienzuschlag ein.

Gleichzeitig sinken die maximalen förderfähigen Investitionskosten für den Einbau klimafreundlicher Heizungen schrittweise bis 2030. Nach Angaben der Bundesregierung sollen dadurch Einsparungen von rund 2,1 Milliarden Euro erzielt werden. Die bisher mögliche Förderung von bis zu 70 Prozent bleibt zwar grundsätzlich bestehen, der maximale Investitionskostenzuschuss wird für die meisten Haushalte jedoch schrittweise reduziert. Haushalte mit niedrigen Einkommen profitieren zunächst von höheren Zuschüssen als bisher.

Energetisch schlechteste Gebäude im Fokus

Darüber hinaus richtet die Bundesregierung die Förderung stärker auf energetisch besonders schlechte Gebäude aus. Der sogenannte Worst-Performing-Buildings-Bonus wird künftig auch für weitere Effizienzmaßnahmen in Wohn- und Nichtwohngebäuden gewährt. Außerdem erweitert die Bundesregierung den Bonus für serielle Sanierungen und verzahnt ihn stärker mit dem WPB-Bonus.

An den Zuständigkeiten der Förderprogramme ändert sich nach Angaben des Ministeriums nichts. Die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) bleibt für die kreditgebundene Förderung zuständig, während das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) weiterhin Zuschüsse für Einzelmaßnahmen bearbeitet.

Antragsstopp bis 20. Juli

Zwischen dem 9. und 20. Juli gilt eine Umstellungsphase, in der keine neuen Förderanträge vorbereitet werden können. Antragsteller, die bereits eine gültige technische Projektbestätigung oder eine Bestätigung zum Antrag besitzen, können ihre Anträge während dieser Übergangsfrist noch nach den bisherigen Förderbedingungen einreichen. (Siehe gesonderter Artikel)

Kritik kommt auch aus der Opposition. Die Bundestagsabgeordnete Katrin Uhlig von Bündnis 90/Die Grünen erklärte, die Kürzungen führten zu weniger Investitionen und gefährdeten den Klimaschutz. Zudem werde das Vertrauen beschädigt, nachdem zuvor eine auskömmliche Finanzierung der BEG bis mindestens 2029 angekündigt worden sei.

Durchwachsene Reaktion der Branchen

Die Reform stößt in der Branche auf ein gemischtes Echo. Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE), der Dachverband der Erneuerbaren-Energien-Branche mit Sitz in Berlin, begrüßt die Beibehaltung der grundsätzlichen Förderstruktur sowie den geplanten Bonus für in Europa produzierte Wärmepumpen. Der Verband warnt jedoch davor, dass sinkende Fördersummen Investitionen in klimaneutrale Heizsysteme bremsen und fossile Heizungen begünstigen könnten.

Auch der Zentralverband Sanitär Heizung Klima (ZVSHK) unterstützt nach eigenen Angaben eine stärkere soziale Ausrichtung der Förderung. Der Verband kritisiert jedoch die kurzfristige Umsetzung und sieht Nachteile für die Planungssicherheit von Betrieben und Verbrauchern. Zudem fordert der ZVSHK ergänzende Maßnahmen wie niedrigere Strompreise und weniger Bürokratie, um die Wärmewende wirtschaftlich tragfähig zu gestalten. (sh)

Nach den Vorstellungen Reiches soll der NWR künftig schlagkräftiger und praxisnäher arbeiten. Mit der Reform wurde die Gremienstruktur verschlankt und die wirtschaftliche Expertise gezielt gestärkt. Gleichzeitig bleiben Vertreterinnen und Vertreter aus Wissenschaft und Zivilgesellschaft eingebunden. Ziel ist eine ausgewogene Beratung der Bundesregierung in einer Phase, in der der Wasserstoffhochlauf zunehmend von der Strategie in die praktische Umsetzung übergeht. 

Dem neuen Wasserstoffrat gehören 17 Mitglieder an. Sie wurden auf Vorschlag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie sowie weiterer Ressorts für Forschung, Verkehr, Umwelt und Entwicklungszusammenarbeit berufen. Zehn Mitglieder sind neu im Gremium, sieben gehörten bereits dem bisherigen Rat an. Damit soll einerseits Kontinuität gewährleistet, andererseits neue Impulse für den Markthochlauf von Wasserstoff gesetzt werden. 

Den Vorsitz übernimmt Stefan Dohler, Vorstandsvorsitzender der EWE AG und seit 2024 Präsident des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Stellvertretender Vorsitzender bleibt Felix Matthes, Forschungskoordinator für Energie- und Klimapolitik am Öko-Institut, der bereits dem bisherigen Wasserstoffrat angehörte und diesen zeitweise kommissarisch leitete. 

Die Zusammensetzung des Gremiums spiegelt die gesamte Wasserstoff-Wertschöpfungskette wider. Vertreten sind Unternehmen aus Energieversorgung, Industrie, Infrastruktur, Anlagenbau, Mobilität und Logistik ebenso wie Finanzwirtschaft, Wissenschaft, Gewerkschaften und Umweltverbände.

Die Mitglieder des Nationalen Wasserstoffrats 

Neben Dohler und Matthes gehören dem Rat außerdem an: Tilman Altenburg (IDOS), Thomas Behrends (Totalenergies), Alexander Bercht (IGBCE), Andreas Gorbach (Daimler Truck), Gunnar Groebler (Salzgitter AG), Thomas Hüwener (Open Grid Europe), Karsten Lemmer (DLR), Velibor Marjanovic (KfW IPEX-Bank), Dr. Julia Metz (Agora Industrie), Andreas Mündel (DHL), Karsten Pinkwart (Hochschule Karlsruhe), Werner Ponikwar (Thyssenkrupp Nucera), Viviane Raddatz (Klima-Allianz Deutschland/WWF), Nicole Schödel (Linde) sowie Kirsten Westphal (BDEW). (gd)

Für den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sagte Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae: „Die KWK ist eine hocheffiziente Technologie, die steuerbare Stromerzeugung und Wärmeversorgung verbindet.“ Sie leiste damit einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit im Strom- und Wärmesektor. Rund 56.000 MW des deutschen Kraftwerksparks verfügen über eine Nutzwärmeauskopplung und machen damit einen erheblichen Teil der steuerbaren Erzeugungskapazitäten in Deutschland.

Bundesregierung muss KWKG schnell verlängern

Jetzt müsse die Bundesregierung die Weiterentwicklung des KWKG zügig in die Tat umsetzen. „Ein langfristiger Investitionsrahmen und Planungshorizont sind notwendig, um die Transformation der kommunalen Strom- und Wärmeversorgung erfolgreich fortsetzen zu können“, mahnte Andreae. Zugleich flankiere die KWK das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) sinnvoll beim Aufbau steuerbarer Erzeugungskapazitäten und bei der Gewährleistung von Versorgungssicherheit in den Bereichen Strom und Wärme.

Auch der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und Kraft-Wärme-Kopplung (AGFW) sieht in der Entscheidung ein wichtiges Signal für Politik und Branche. Geschäftsführer Frank Mattat erklärte, es gebe nun keinen Grund mehr, die geplante Novellierung des Gesetzes weiter aufzuschieben. Die Unternehmen benötigten für ihre Investitionsentscheidungen verlässliche Rahmenbedingungen. 

Endlich Rechtssicherheit

Auch aus rechtlicher Sicht schafft das Urteil nach Einschätzung des Verbandes Klarheit. Norman Fricke, Bereichsleiter Recht & Europa beim AGFW, erklärte, die Bundesregierung müsse bei der Ausarbeitung der Novelle jetzt keine beihilferechtlichen Vorgaben der Europäischen Kommission mehr berücksichtigen.
Der Um- und Ausbau der Wärmenetze sei auf stabile Rahmenbedingungen angewiesen. Der Verband hat gemeinsam mit dem Verband kommunaler Unternehmen (VKU) bereits Vorschläge zur Weiterentwicklung des Gesetzes erarbeitet.

Die beihilferechtliche Einordnung des KWKG war über Jahre umstritten. Die Europäische Kommission hatte die Auffassung vertreten, dass die Förderung aus staatlichen Mitteln erfolge und deshalb genehmigungspflichtig sei. Da die KWK-Umlage über den Strompreis erhoben wird, sei sie keine staatliche Beihilfe, wie ein im Jahr 2020 veröffentlichtes Gutachten des Energie- und Europarechtlers Prof. Schmidt-Preuß bestätigte, wie nun auch der EuGH.
Stadtwerke wollen KWK ausbauen

Auch die kommunale Unternehmensgruppe Thüga fordert nach dem Urteil schnelle politische Entscheidungen. Vorstandsvorsitzender Constantin H. Alsheimer sprach sich für eine Verlängerung des KWKG bis mindestens 2035 aus. Zudem müsse der Förderrahmen für klimafreundliche Brennstoffe geöffnet und die Vergütung systemdienlicher Anlagen angepasst werden.

Nach Angaben der Thüga plant der Bund bis 2035 den Aufbau von bis zu 35.500 MW gesicherter Leistung. „Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen könnten einen Teil dieser Kapazitätslücke schließen, da sie gleichzeitig Strom und Wärme erzeugten und damit den eingesetzten Brennstoff effizient nutzten“, so Alsheimer.

Er forderte außerdem angepasste Fördersätze, damit auch kleinere Kraftwerke unter den Bedingungen eines künftigen Kapazitätsmarktes wirtschaftlich betrieben werden könnten. Darüber hinaus sollten beschleunigte Genehmigungsverfahren nicht nur für Großkraftwerke, sondern auch für kleinere Anlagen gelten. Nach Angaben der Thüga sichern derzeit rund 70.000 kleinere Kraftwerke die Energieversorgung in Deutschland und übernehmen insbesondere auf kommunaler Ebene eine wichtige Funktion.

Kleinkraftwerke wieder ausschreiben

Für den Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung (B.KWK) begrüßte Hauptgeschäftsführerin Barbara Minderjahn das Urteil. Der Verband fordert das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) auf, zeitnah einen Gesetzentwurf vorzulegen. Dabei müsse berücksichtigt werden, dass Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen künftig aufgrund des steigenden Anteils erneuerbarer Energien kürzere Betriebszeiten aufweisen werden. 

Zudem spricht sich der Verband dafür aus, die seit 2026 ausgesetzte KWK-Ausschreibung für Anlagen zwischen 0,5 und 50 MW schnell wieder aufzunehmen und das Ausschreibungssegment auszuweiten. (sh)

Die Monopolkommission hat am 9. Juli ihr 26. Hauptgutachten „Wettbewerb 2026: Für eine wettbewerbsorientierte Wirtschaftspolitik“ an Staatssekretär Frank Wetzel vom Bundeswirtschafministerium übergeben. Darin kritisiert das fünfköpfige Gremium vor allem, dass immer neue Sonderregelungen für einzelne Branchen aufgelegt würden. Das Berater und Beraterinnen empfehlen der Bundesregierung eine grundlegende Reform der Stromkosten.

Besonders kritisch sehen die Wettbewerbsexperten die Vielzahl unterschiedlicher Entlastungsinstrumente für Unternehmen im Energiesektor. Über Jahre sei ein kaum noch überschaubares System aus Strompreiskompensation, Industriestrompreis-Subventionen, Stromsteuersenkungen und Zuschüssen zu Netzentgelten entstanden. Jede dieser Maßnahmen verfüge über eigene Förderkriterien, Antragspflichten und Schwellenwerte. Davon profitierten vor allem große Stromverbraucher „und benachteiligt kleinere und mittlere Unternehmen, die häufig leer ausgingen“, sagte Duso.

Branchenspezifische Hilfen sind der falsche Weg

Nach Auffassung der Monopolkommission führt dieses Nebeneinander nicht nur zu mehr Bürokratie, sondern verzerrt auch den Wettbewerb entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Zwar unterschieden sich die Stromkosten zwischen den Branchen erheblich. „Im Durchschnitt machten sie unter 3 Prozent der Vorleistungen aus“, erklärt Duso, in wenigen energieintensiven Industrien jedoch mehr als 15 Prozent. Dennoch seien branchenspezifische Hilfen der falsche Weg, weil sie neue Abgrenzungsprobleme schafften und weitere Sonderregelungen nach sich zögen.

Die Monopolkommission plädiert für eine Industriepolitik, die stärker auf horizontale statt auf vertikale Maßnahmen setzt. Horizontale Maßnahmen wie der Abbau staatlich verursachter Stromkosten oder bürokratischer Hürden kämen allen Unternehmen zugute und stärkten die Wettbewerbsfähigkeit insgesamt. „Wir brauchen eine strukturelle Antwort und keinen Flickwerk aus unterschiedlich Maßnahmen“, so Duso.

Vertikale Eingriffe, also gezielte Subventionen für einzelne Branchen oder Unternehmen, sollten auf Ausnahmefälle beschränkt bleiben. Sie seien nur dann gerechtfertigt, wenn ein Markt- oder Transformationsversagen nachgewiesen sei. In diesen Fällen müssten die Hilfen „transparent, befristet, wettbewerbsoffen und regelmäßig evaluiert werden“.

Zur Untermauerung ihrer Forderung verweist die Monopolkommission auf eigene Simulationen. Demnach bringen branchenspezifische Stromsubventionen der Gesamtwirtschaft keinen größeren Nutzen als breit angelegte Entlastungen. Die Mittel würden lediglich anders verteilt, ohne dass sich die gesamtwirtschaftliche Wirkung verbessere. Deshalb hält die Kommission an ihrer seit Jahren erhobenen Forderung nach einer strukturellen Reform des Strommarktes fest. Insbesondere die Netzentgelte müssten grundlegend überarbeitet werden.

Als Konsequenz empfiehlt das Gremium, die Politik solle dauerhafte Strukturprobleme nicht mit immer neuen Beihilfen überdecken. Nur dort, wo Marktversagen oder Transformationshemmnisse eindeutig nachgewiesen seien, rechtfertigten sich zeitlich begrenzte und wettbewerbsoffene Fördermaßnahmen. „Deutschland braucht keine immer neuen Einzelsubventionen, sondern bessere Standortbedingungen für alle Unternehmen“, betont Duso.

Das 26. Hauptgutachten der Monopolkommission „Wettbewerb 2026: Für eine wettbewerbsorientierte Wirtschaftspolitik“ kann auf deren Internetseite heruntergelande werden. (sag)

Mit dem Gesetz will die Bundesregierung das bestehende Gebäudeenergiegesetz (GEG) der vorherigen Bundesregierung grundlegend ändern. Nach den Plänen soll der Weiterbetrieb und auch der Neueinbau von Öl- und Gasheizungen langfristig möglich bleiben. Ab dem Jahr 2045 dürfen jedoch ausschließlich klimaneutrale Brennstoffe eingesetzt werden. Die Bundesregierung kündigte an, bis Ende 2026 ein weiteres Gesetz vorzulegen, das die dafür vorgesehene Grüngasquote regeln soll.

Bereits ab 2029 sollen neu installierte Öl- und Gasheizungen schrittweise steigende Anteile an Biogas oder Bioöl nutzen. Parallel sollen Brennstoffhändler fossilen Energieträgern zunehmende Mengen biogener Brennstoffe beimischen. Laut Gesetzentwurf zählt dazu auch Wasserstoff.

Härtefallregelung für Vermieter ergänzt

Im parlamentarischen Verfahren ergänzten die Koalitionsfraktionen den Entwurf um eine Härtefallregelung für bestimmte Vermieter. Eigentümer mit bis zu sechs Wohnungen in nicht angespannten Wohnungsmärkten sollen sich zwar weiterhin an den CO2-Kosten beteiligen, aber von den zusätzlichen Kosten für Biobrennstoffe und Netzentgelte ausgenommen werden.

Für andere Vermieter gilt dagegen künftig eine Beteiligung an den laufenden Heizkosten, wenn sie sich für eine neue fossile Heizung entscheiden. Mieter sollen ab 2028 die Hälfte der Netzentgelte und der CO2-Kosten tragen. Ab 2029 übernehmen Vermieter zusätzlich die Hälfte der Mehrkosten für die vorgeschriebene Beimischung biogener Brennstoffe.

CDU/CSU und SPD bezeichneten das Gesetz als praxistauglich und technologieoffen. Die Koalition sieht darin einen verbindlichen Pfad hin zu klimaneutralen Brennstoffen bis 2045. Die konkrete Ausgestaltung der Grüngasquote soll in einem weiteren Gesetz erfolgen und 2028 in Kraft treten.

Kritik der Opposition

Die Oppositionsfraktionen äußerten dagegen deutliche Kritik. Nach Angaben der AfD seien Herkunft und Verfügbarkeit der benötigten Mengen an Biogas und Bioöl ungeklärt. Die Fraktion forderte eine Machbarkeitsstudie. Bündnis 90/Die Grünen sprach sich dafür aus, am bisherigen Gebäudeenergiegesetz festzuhalten. Die Linksfraktion kritisierte unter anderem fehlende Berechnungen zur Klimawirkung und zur Finanzierung der vorgesehenen Instrumente. Zudem hat sie nach eigenen Angaben Verfassungsbeschwerde gegen das Gesetz eingelegt.

Parallel befassten sich die Ausschüsse mit Änderungen der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG). Die Bundesregierung will die Förderung für klimafreundliche Heizungen neu ausrichten. Nach Angaben des Bundeswirtschaftsministeriums soll sie künftig stärker auf Haushalte mit kleinen und mittleren Einkommen zugeschnitten werden.

Laut dem stellvertretenden SPD-Fraktionsvorsitzenden Armand Zorn sind Förderquoten von bis zu 80 Prozent möglich. Außerdem soll ein zeitlich gestaffelter Bonus Anreize für einen frühzeitigen Heizungstausch schaffen. Ab 2027 soll die vollständige Förderung für Wärmepumpen an Geräte aus der Europäischen Union gekoppelt werden.

Steigende Heizungkosten erwartet

Verbände bewerteten die Beschlüsse unterschiedlich. Die Deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz (Deneff) sieht nach eigenen Angaben zwar mehr Planungssicherheit, erwartet aber zunächst zusätzlichen Aufwand für Eigentümer und Unternehmen.

Das Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) begrüßte insbesondere die geplante Grüngas- und Grünheizölquote sowie Änderungen bei den Nachhaltigkeitsvorgaben für Biomasseanlagen. Das Unternehmen Einskommfünfgrad bewertet die Einigung zur Wärmepumpenförderung als Beitrag zur Planungssicherheit, verweist jedoch auf sinkende Förderhöhen und höhere Kosten für Verbraucher in den kommenden Jahren.

Die Bundestagsfraktion der Linken war in Karlsruhe mit dem Versuch
gescheitert, die geplante Verabschiedung des neuen Heizungsgesetzes
vorerst zu stoppen. Das Bundesverfassungsgericht verwarf am 9. Juli eine
Organklage der Fraktion als unzulässig. Deshalb soll das Gesetz am 10. Juli noch vor der Sommerpause im Bundestag beschlossen werden. (sh)

Das Ministerium teilte weiter mit, es gebe eine Vertrauensschutzregelung. Antragsstellende mit einer gültigen, sogenannten Bestätigung zum Antrag oder einer sogenannten technischen Projektbeschreibung, die aber noch keinen Antrag gestellt hätten, könnten während der Umstellungsphase noch Anträge zu den bisherigen Konditionen stellen.

Weniger Geld für Wärmepumpen 

Für den Einbau von Wärmepumpen und anderen klimafreundlichen Heizungen gibt es in den kommenden Jahren weniger Zuschuss vom Staat. 

Auf der Homepage des Bundesverbands Wärmepumpe hieß es, die Bestätigung zum Antrag selbst sei kein gültiger Förderantrag. Kunden, denen bereits eine Bestätigung zum Antrag vorliege, wurde empfohlen, einen Antrag noch heute über das KfW-Portal zu stellen. Der Verband hatte am Dienstag erklärt: „Eine Aussetzung der Antragsmöglichkeit wäre ein falsches Signal an Verbraucherinnen und Verbraucher, Fachhandwerk und alle anderen Marktteilnehmer.“ 

Bisher ist beim Umstieg auf eine klimafreundliche Heizung eine staatliche Förderung bis zu 70 Prozent möglich. Der maximal erhältliche Investitionskostenzuschuss für den Heizungstausch betrug bis zu 21.000 Euro der sogenannten förderfähigen Kosten. Damit soll es schrittweise bis 2030 um mehrere Tausend Euro abwärtsgehen. Die Regierung begründet das auch mit Sparzwängen. Die Mittel kommen aus Klima- und Transformationsfonds, einem Sondertopf des Bundes. 

Das Wirtschaftsministerium erklärte, die Bundesregierung werde Sanierungen im Gebäudebereich auf Basis der reformierten Bundesförderung weiter umfassend finanziell unterstützen. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) sagte, die Förderung werde sozial gerechter. „Wer auf Unterstützung besonders angewiesen ist, profitiert künftig stärker.“ Die Förderung werde zielgerichteter eingesetzt und leiste zugleich einen Beitrag zu einer soliden Haushaltsführung. 

Bei der Heizungsförderung gibt es künftig eine stärkere soziale Staffelung. Änderungen gibt es vor allem beim sogenannten Einkommensbonus. 

Grüne: Vertrauen gebrochen 

Die Grünen-Politikerin Katrin Uhlig kritisierte: „Weniger Mittel bedeuten weniger Förderung, weniger Investitionen und weniger Klimaschutz − mit fatalen Folgen für die Wärmewende. Besonders problematisch ist die entstehende Unsicherheit: Über Jahre wurde kommuniziert, dass die Finanzierung bis 2029 gesichert ist. Dieses Vertrauen wird nun gebrochen.“ 

Die Änderungen bei der Förderung kommen parallel zur geplanten Reform des bisherigen Heizungsgesetzes. Die schwarz-rote Koalition will im neuen Gebäudemodernisierungsgesetz Kernpunkte der von der früheren Ampel-Regierung beschlossenen Regelungen kippen. Der Kern des bestehenden Gebäudeenergiegesetzes soll wegfallen, nämlich die 65-Prozent-Regelung: Diese sieht vor, dass jede neu eingebaute Heizung mit 65 Prozent erneuerbaren Energien betrieben werden soll. Auch künftig sollen neue Gas- und Ölheizungen eingebaut werden können − Voraussetzung ist, dass diese schrittweise einen zunehmenden Anteil CO2-neutraler Brennstoffe wie Biomethan nutzen.

Die Wissenschaftler werteten Daten von mehr als 120.000 US-Haushalten aus den Jahren 2011 bis 2023 aus. Dafür verknüpften sie Informationen zu rund 75.000 Windkraftanlagen mit Gesundheitsdaten aus der „NielsenIQ Ailments Survey“ sowie mit anonymisierten Einkaufsdaten. Die „NielsenIQ Ailments Survey“ ist eine jährliche Zusatzerhebung innerhalb des NielsenIQ Consumer Panels in den USA, die Angaben der Haushalte zu ihrem Gesundheitszustand mit deren tatsächlichem Einkaufsverhalten verknüpft. Berücksichtigt wurden unter anderem Schlafstörungen, Depressionen, Angststörungen und Kopfschmerzen sowie der Kauf von Schlaf- und Schmerzmitteln als objektiver Indikator möglicher gesundheitlicher Beeinträchtigungen.

Keine nachweisbare Veränderungen beim Medikamentenkauf

Methodisch basiert die Untersuchung auf einem sogenannten Event-Study-Ansatz. Dabei werden dieselben Haushalte vor und nach der Inbetriebnahme einer nahegelegenen Windkraftanlage miteinander verglichen. Einflussgrößen wie Einkommen, Alter, Haushaltsgröße oder regionale Entwicklungen wurden statistisch berücksichtigt. Nach Angaben der Autoren konnten weder bei den selbst berichteten Gesundheitsbeschwerden noch beim Medikamentenkauf statistisch nachweisbare Veränderungen festgestellt werden. Auch Schlafdauer, körperliche Aktivität und Zeit im Freien änderten sich demnach nicht. Die Ergebnisse erwiesen sich zudem über alle untersuchten Bevölkerungsgruppen hinweg als stabil.

Mitautor Niklas Rott von der Universität Augsburg verweist darauf, dass frühere Untersuchungen teilweise auf kleinen Stichproben oder rein korrelativen Analysen beruhten. Die nun ausgewerteten umfangreichen Längsschnittdaten lieferten dagegen keine Hinweise auf negative gesundheitliche Folgen bei den in den untersuchten US-Windparks üblichen Entfernungen zwischen Windkraftanlagen und Wohnbebauung.

Welche Auswirkungen sich in womöglich dichter besiedelten Regionen, zum Beispiel in europäischen Ländern, ergeben, haben die Wissenschaftler allerdings nicht untersucht. Gleichzeitig betonen sie, dass lokale Belastungen wie Geräusche, Schattenwurf oder die optische Wirkung von Windkraftanlagen die Lebensqualität beeinträchtigen und die Akzeptanz neuer Projekte mindern könnten. Sie empfehlen daher, die Diskussion stärker auf wissenschaftlich fundierte Lärmgrenzwerte, transparente Planungsverfahren und eine faire Verteilung von Belastungen und Nutzen zu konzentrieren als auf bislang nicht belegte Gesundheitsrisiken.

Die Ergebnisse fügen sich in andere große europäische Untersuchungen ein. So kam eine 2025 in der Fachzeitschrift Renewable and Sustainable Energy Reviews veröffentlichte niederländische Studie auf Basis von Gesundheitsdaten von jährlich 350.000 bis 560.000 Menschen aus den Jahren 2012 bis 2021 ebenfalls zu dem Ergebnis, dass kein konsistenter Zusammenhang zwischen dem Wohnen in der Nähe von Windkraftanlagen und gesundheitlichen Beeinträchtigungen nachweisbar ist. (fw)

Der Kredit selbst kommt von einem Bankenkonsortium aus Credit Agricole, HSBC und ING. Die Karlsruher EnBW, deren Übertragungsnetztochter Transnet BW für den Bau des Süd-Abschnitts von Südlink verantwortlich ist, finanziert mit dem Geld die Lieferung und Verlegung von rund 450 Kilometern Hochspannungskabel.

Der finanzierte Abschnitt ist Teil der 700 Kilometer langen Gleichstromleitung Südlink, die bis 2028 in Betrieb gehen soll. Sie schafft 4.000 MW Übertragungsleistung vor allem von den Windparks in der Nordsee nach Süddeutschland. Sie gilt nach Fertigstellung als längstes unterirdisches Stromkabel der Welt.

Hintergrund ist die Beteiligung des dänischen Kabelherstellers NKT am Südlink-Projekt, der die Hochspannungskabel liefert und verlegt. Die Garantie des Eifo „deckt die von NKT erbrachte Kabellieferung sowie die dazugehörigen Installationsleistungen ab“, heißt es weiter.

Exportkreditagenturen sichern üblicherweise Projekte ab, an denen Unternehmen aus dem eigenen Land beteiligt sind, und ermöglichen dadurch günstigere Finanzierungskonditionen. Dieses Instrument ist international zwar etabliert, kommt beim Ausbau des deutschen Stromnetzes nun aber erstmals zum Einsatz.

Der staatliche Fonds, der als Förderbank und Exportkreditagentur Dänemarks dient, will sein Engagement beim Ausbau der europäischen Energieinfrastruktur ausweiten, heißt es weiter. Bereits finanziert wurden unter anderem Offshore-Windparks von RWE in der Nordsee sowie das Lithiumprojekt von Vulcan Energy (Wir berichteten).

Marcel Münch, Senior Vice President für Finanzen, M&A und Investor Relations bei EnBW, bezeichnet die Finanzierung als wichtigen Baustein. Mit dem abgesicherten Darlehen diversifiziere EnBW gezielt ihr Finanzierungsportfolio und sichere sich „langfristig attraktive Konditionen“. (sag)

Ausgangspunkt der Überlegungen war der grundlegende Systemwechsel des Jahres 2023. An die Stelle der früheren Konzentrationszonenplanung sei eine Positivplanung mit verbindlichen Flächenzielen getreten. Ziel des Windenergieflächenbedarfsgesetzes sei es allerdings nicht, möglichst viele Flächen auszuweisen, sondern ausreichend geeignete Standorte bereitzustellen, damit die Ausbauziele des Erneuerbare-Energien-Gesetzes tatsächlich erreicht werden können.

Als Maßstab für die Qualität eines Windenergiegebiets definieren die Autoren den nutzbaren Windstrom. Je mehr Strom in einem Gebiet erzeugt und in das Netz eingespeist oder vor Ort genutzt werden könne, desto höher sei dessen Qualität. Die reine Flächengröße sei dagegen nur ein Mittel zum Zweck. Entscheidend sei letztlich, ob die ausgewiesenen Flächen den erforderlichen Ausbau an Windenergieleistung tatsächlich ermöglichen.

Bereits heute qualitative Anforderungen im Planungsrecht

Die Studie nennt mehrere Faktoren, die die Qualität eines Windenergiegebiets beeinflussen. Zu den positiven zählen unter anderem die Windhöffigkeit, eine leistungsfähige Netzanbindung oder lokale Stromabnehmer, geeignete Topografie und Untergrund, eine gute Erschließbarkeit, die privatrechtliche Flächenverfügbarkeit sowie Größe und Zuschnitt der Gebiete. Dem stehen Einschränkungen etwa durch Natur- und Artenschutz, Immissionsschutz, Trinkwasserschutz, Denkmalschutz, Flugsicherheit oder militärische Belange gegenüber.

Nach Auffassung der Autoren ergeben sich aus dem bestehenden Planungsrecht bereits heute qualitative Anforderungen an die Flächenauswahl. Diese leiteten sich insbesondere aus dem Abwägungsgebot und dem Erforderlichkeitsgebot des Raumordnungs- und Bauplanungsrechts ab. Planungsträger seien deshalb verpflichtet, die für die Windenergie möglichst geeigneten Flächen in ihre Abwägung einzubeziehen. Sie müssten allerdings nicht zwangsläufig die ertragreichsten Standorte ausweisen. Vielmehr dürften auch andere öffentliche und private Belange berücksichtigt werden. Den Planungsbehörden stehe dabei ein weiter Einschätzungs- und Gestaltungsspielraum zu.

Die Autoren betonen zugleich, dass die Planungsträger ihre Entscheidungen nicht anhand konkreter Strommengen berechnen müssten. Ausreichend sei ein nachvollziehbarer Vergleich der potenziellen Flächen unter Berücksichtigung ihrer jeweiligen Vor- und Nachteile. Dabei spiele die Qualität der Standorte im Verhältnis zueinander eine zentrale Rolle.

Eine klare Grenze ziehen die Juristen dort, wo ausgewiesene Windenergiegebiete praktisch nicht nutzbar wären. Fehle es aufgrund tatsächlicher oder rechtlicher Hindernisse offensichtlich an der Möglichkeit, dort Windenergieanlagen zu errichten oder zu betreiben, verstoße dies gegen das planungsrechtliche Erforderlichkeitsgebot. Solche Planungen könnten rechtswidrig und ganz oder teilweise unwirksam sein. Im Extremfall könnten die betroffenen Flächen dann nicht auf die gesetzlichen Flächenziele angerechnet werden. Dies könne vorübergehend sogar zu einem planerisch ungesteuerten Ausbau der Windenergie führen, heißt es in der Studie. (fw)

Die Studie mit dem Titel „Planungsrechtliche Anforderungen an die Flächenqualität von Windenergiegebieten“ steht im Internet zum Download zur Verfügung.

Die Handelsvolumina an den globalen Strommärkten der Gruppe stiegen im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um 5 Prozent auf 7.379 Terawattasetunden während die Volumina an den globalen Erdgasmärkten um 3 Prozent auf 4.707 TWh zunahmen.

Besonders dynamisch entwickelten sich die Märkte für Herkunftsnachweise (Guarantees of Origin, GOs), deren Volumen sich mehr als verdoppelte.
Geopolitische Unsicherheiten sorgten im ersten Halbjahr zeitweise für eine erhöhte Volatilität an den Energie- und Commodity-Märkten. Insbesondere im März stieg die Nachfrage nach Absicherungsgeschäften deutlich an. Im weiteren Jahresverlauf bewegte sich die Marktaktivität wieder auf einem moderateren Niveau.

Gemeinsam mit der RWE Power AG, dem Betreiber der Braunkohletagebauen und der Kraftwerke, haben die Fraunhofer Forscher auf dem Gelände des Kraftwerks Weisweiler zwei Bohrungen bis in Tiefen von 100 beziehungsweise rund 500 Metern niedergebracht. Die jetzt im Fachjournal Zeitschrift der Deutschen Gesellschaft für Geowissenschaften veröffentlichten Ergebnisse bilden nach Angaben des Fraunhofer IEG eine wichtige Grundlage für die weitere Erkundung im Projekt „Reallabor Geothermie Rheinland“.

Bislang fehlten für den Raum Weisweiler belastbare Messdaten aus dem Untergrund. Zwar gilt Geothermie seit Langem als mögliche Wärmequelle für Fernwärmenetze und industrielle Prozesswärme. Doch ohne Kenntnisse über Temperatur, Wärmeleitfähigkeit und geologische Strukturen lassen sich Tiefbohrungen kaum wirtschaftlich planen. Genau diese Lücke sollen die neuen Untersuchungen schließen. Laut Fraunhofer IEG wurden erstmals Temperatur und Wärmeleitung im Untergrund direkt vermessen. Die Daten sollen künftig Kommunen, Energieversorgern und Unternehmen als Planungsgrundlage dienen.

Messdaten für die nächsten Schritte

Die beiden Bohrungen erfüllen unterschiedliche Aufgaben. Die erste Erkundungsbohrung reicht bis in 100 Meter Tiefe und ist mit einem Seismometer ausgestattet, das natürliche Erdbeben ebenso registriert wie Erschütterungen durch den Straßenverkehr.

Die zweite Bohrung führt bis auf rund 500 Meter und dient der geologischen Erkundung. Dabei entnahmen die Forscher Gesteinsproben und untersuchten die Bohrlöcher mit verschiedenen physikalischen Messverfahren. Beide Bohrungen erhielten außerdem Glasfaserkabel, mit denen sich Temperaturprofile über die gesamte Tiefe kontinuierlich erfassen lassen.

Die gewonnenen Daten geben einen detaillierten Einblick in den geologischen Aufbau des Untergrunds. Unter einer rund 70 Meter mächtigen Deckschicht folgen Gesteine aus der Steinkohlenzeit mit Ton-, Silt- und Sandsteinen sowie Steinkohleflözen. Die bislang untersuchten Sandsteine erwiesen sich als nur gering wasserdurchlässig. Für eine geothermische Nutzung günstigere Kalksteinschichten erwarten die Wissenschaftler erst in Tiefen von etwa 1.300 Metern.

​Weitere Untersuchungen geplant

Die jetzt veröffentlichten Ergebnisse markieren daher keinen Abschluss, sondern den Beginn weiterer Untersuchungen. Im nächsten Schritt planen Fraunhofer IEG und seine Projektpartner geophysikalische Messungen sowie Tiefbohrungen bis möglicherweise 3.000 Meter. Ziel ist es, das geothermische Potenzial des Rheinischen Reviers genauer zu bestimmen und die Datengrundlage für künftige Geothermieprojekte weiter auszubauen.

An dem Vorhaben beteiligen sich neben Fraunhofer IEG und RWE Power die Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen (RWTH Aachen), die Ruhr-Universität Bochum, die Hochschule Bochum sowie der Geologische Dienst Nordrhein-Westfalen. Gefördert wird das Projekt unter anderem durch das Interreg-NWE-Programm, das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) und das Forschungsprogramm Horizon 2020 der Europäischen Union.

Weitere Informationen zum „Reallabor Geothermie Rheinland“ stellt das Fraunhofer IEG auf seiner Internetseite zur Verfügung.

Der Erdgasanteil am Primärenergieverbrauch stieg laut AGEB von 25,8 auf 26,6 Prozent. Die erneuerbaren Energien erhöhten ihren Anteil von 20,1 auf 20,8 Prozent. Dagegen verloren Stein- und Braunkohle jeweils 0,5 Prozentpunkte, Mineralöl 0,3 Prozentpunkte.
 
Der gesamte Primärenergieverbrauch sank 2025 gegenüber dem Vorjahr um 0,4 Prozent auf 10.530 Petajoule beziehungsweise 359,3 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten (SKE). Als Ursachen nennt die AGEB die anhaltend hohen Energiepreise sowie die schwache konjunkturelle Entwicklung. Die kühlere Witterung erhöhte dagegen den Bedarf an Wärmeenergie. Ohne Witterungseinflüsse und Lagerveränderungen wäre der Energieverbrauch nach Berechnungen der AGEB um rund 2 Prozent gesunken.

Auch beim Verbrauch der einzelnen Energieträger setzte sich der Strukturwandel fort. Der Verbrauch erneuerbarer Energien nahm um 2,9 Prozent zu, der Erdgasverbrauch um 2,8 Prozent. Der Verbrauch von Steinkohle ging um 6,8 Prozent zurück, der von Braunkohle um 7,4 Prozent. Der Mineralölabsatz verringerte sich um 1,1 Prozent.

Die Veränderungen im Energiemix führten nach Angaben der AG Energiebilanzen zu einer weiteren Verringerung der Kohlenstoffintensität der Energieversorgung. Auf alle Verbrauchssektoren übertrug sich diese Entwicklung jedoch nicht. Während die energiebedingten CO2-Emissionen in der Energiewirtschaft und im verarbeitenden Gewerbe sanken, stiegen sie im Gebäudesektor wegen des höheren Heizbedarfs sowie im Verkehr infolge höherer Verkehrsleistungen.

Deutschland zum drittten Mal in Folge Netto-Stromimporteur

Der deutsche Bruttostromverbrauch verringerte sich 2025 geringfügig um 0,1 Prozent auf 528,4 Milliarden kWh. Gleichzeitig erhöhte sich die Bruttostromerzeugung um 1,2 Prozent und stieg auf 509,2 Milliarden kWh. Die Erneuerbaren stellten davon 57,3 Prozent und behaupteten damit ihre führende Rolle in der inländischen Stromproduktion. Erdgas kam auf 17 Prozent, Braunkohle auf 14,6 Prozent und Steinkohle auf 5,9 Prozent.

Am Bruttostromverbrauch erreichten die Erneuerbaren einen Anteil von 55,2 Prozent nach 54,4 Prozent im Vorjahr. Deutschland war damit 2025 zum dritten Mal in Folge Netto-Stromimporteur. Der Importsaldo belief sich auf 17,8 Milliarden kWh. Die Stromimporte gingen gegenüber dem Vorjahr um 2,2 Prozent zurück, die Exporte sanken um 8,3 Prozent.

Die Importabhängigkeit der deutschen Energieversorgung blieb nach Angaben der AGEB nahezu unverändert. Insgesamt deckte Deutschland 65,6 Prozent seines Energiebedarfs durch Einfuhren. Beim Mineralöl lag die Importquote bei 96 Prozent, beim Erdgas bei 89 Prozent. Steinkohle wurde vollständig importiert. Braunkohle sowie erneuerbare Energien stammen dagegen nahezu vollständig aus heimischen Quellen. Die gesamtwirtschaftliche Energieproduktivität verbesserte sich 2025 um 0,6 Prozent. (ds)

Geplant sind ein Batteriespeicher mit 88,4 MWh im oberschwäbischen Baindt nahe Ravensburg (Baden-Württemberg). Die zweite Anlage mit 52,2 MWh soll in Schöningen bei Braunschweig (Niedersachsen) entstehen. Laut Juniz übernimmt das Unternehmen die Projektentwicklung, die Genehmigung und die Umsetzung der Vorhaben. Envision liefert die Speichertechnik.

Zum Einsatz kommt dabei das sogenannte Gen 8 Battery Energy Storage System (BESS) von Envision. „Gen 8“ steht für die achte Generation der Speicherplattform. Nach Angaben von Juniz bietet die Plattform eine Speicherdauer von vier Stunden und verfügt über sogenannte Grid-Forming-Funktionen. Diese ermöglichen es dem Batteriespeicher, im Bedarfsfall selbst Spannung und Frequenz im Stromnetz zu stabilisieren und so den Netzbetrieb zu unterstützen.

Beide Partner kündigten zudem an, weitere gemeinsame Batteriespeicherprojekte in Deutschland und Europa prüfen zu wollen. (ds)

Den Schwerpunkt der Investitionen bildete erneut die Strominfrastruktur. Allein hierfür flossen nach Unternehmensangaben mehr als 400 Millionen Euro in Ausbau und Instandhaltung. Im Jahresverlauf wurden über 255 Kilometer Stromleitungen erneuert sowie mehr als 124 Kilometer neue Kabel verlegt. Damit reagiert der Netzbetreiber auf den steigenden Leistungsbedarf durch Elektromobilität, Wärmepumpen und die fortschreitende Elektrifizierung von Industrie und Wärmeversorgung.

Parallel wächst die Wasserstoffinfrastruktur. Das Industrie-Wasserstoffnetz HH-WIN wurde 2025 um 8,2 Kilometer erweitert. Bis 2027 soll das dann rund 40 Kilometer lange Netz erstmals mit Wasserstoff befüllt werden. Bis 2031 ist ein weiterer Ausbau auf insgesamt 60 Kilometer vorgesehen. Das Projekt gilt als zentraler Baustein für die Dekarbonisierung der Hamburger Industrie.

Digitalisierung soll Versorgungssicherheit sichern

Neben dem physischen Netzausbau investieren die Hamburger Energienetze verstärkt in die Digitalisierung ihrer Infrastruktur. Immer mehr Umspannwerke, Netzstationen und kritische Punkte im Gasnetz werden mit digitaler Leittechnik ausgestattet. Dadurch lassen sich Betriebsmittel in Echtzeit überwachen und im Störungsfall aus der Ferne steuern. Ziel bleibt eine weiterhin hohe Versorgungssicherheit trotz wachsender Anforderungen an die Verteilnetze.

Neu ist zudem die Einführung eines sogenannten Repartierungsverfahrens für größere Netzanschlüsse. Im Rahmen des Projekts „Fair Grid“ sollen künftig verfügbare Leistungskapazitäten diskriminierungsfrei vergeben werden. Bereits genehmigte Anschlüsse mit einer Gesamtleistung von rund 400 MW werden in den kommenden Jahren umgesetzt. 

Fusion schafft größere Handlungsspielräume

Auch organisatorisch stand 2025 im Zeichen des Umbaus. Nach der zum 1. Januar 2026 vollzogenen Fusion von Stromnetz Hamburg und Gasnetz Hamburg arbeiten Strom-, Gas- und Wasserstoffgeschäft nun unter dem Dach der Hamburger Energienetze zusammen. Nach Angaben des Unternehmens wurden die wesentlichen Geschäftsprozesse bereits vereinheitlicht. Interne Mitarbeiterbefragungen bescheinigen der Integration einen positiven Verlauf.

Mit rund 2.300 Beschäftigten sieht sich das Unternehmen für die kommenden Investitionsprogramme gut aufgestellt. Angesichts der verschärften Hamburger Klimaziele rechnen die Hamburger Energienetze in den nächsten Jahren mit einem weiteren deutlichen Anstieg der Investitionen. Neben dem Ausbau der Netzinfrastruktur stehen dabei auch zusätzliche Flächen für neue Anlagen, der Aufbau von Fachpersonal sowie die Finanzierung der Transformation im Mittelpunkt.

Kennzahlen Hamburger Energienetze (in Millionen Euro)

	2025	2024	Veränderung
Umsatzerlöse	1.658	1.482	+11,9 %
Ergebnis nach Steuern	132	110	+19,1 %
Investitionen	582	441	+32 %

Quelle: Hamburger Energienetze

Zentrales Element ist eine Gehaltsumwandlung. Dabei wird ein Teil des Bruttogehalts für die Fahrzeugüberlassung verwendet. Durch steuerliche Vorteile soll sich das Fahrzeug nach Angaben von Octopus günstiger nutzen lassen als bei einem privaten Leasingvertrag. Das Unternehmen wirbt damit, dass Beschäftigte in der Gesamtbetrachtung rund 40 Prozent gegenüber herkömmlichen Leasingangeboten sparen könnten. Die tatsächliche Ersparnis hänge allerdings unter anderem von den Fahrzeugkosten sowie von der individuellen Steuerklasse ab.

„Unternehmen können ihren Angestellten dabei einen riesigen Vorteil verschaffen, ohne selbst einen einzigen Cent zu bezahlen. Als Nebeneffekt erhalten sie einen Benefit, der bei der Suche nach Fachkräften einen wirklichen Unterschied macht“, ist sich Achim Hirsch, General Manager von Octopus Electric Vehicles, sicher.

In einer Musterrechnung mit einem Bruttogehalt von 6.000 Euro, Steuerklasse I, einem Wohnort in Bayern sowie einer Laufzeit von zwei Jahren bei 10.000 Kilometern Fahrleistung pro Jahr sinken laut Octopus die monatlichen Nettogesamtkosten von 560 auf 345 Euro.

Zum Marktstart umfasst das Angebot nach Unternehmensangaben 67 Fahrzeugmodelle von 14 Herstellern, darunter BMW, BYD, Cupra, Ford, Kia, Mercedes, MG, Mini, Polestar, Renault, Smart, Tesla, Xpeng und Zeekr. Zu dem von Octopus als „Rundum-sorglos-Paket“ bezeichneten Angebot gehören neben dem Fahrzeug auch Zustellung, Versicherung, Wartung und Inspektion, Hauptuntersuchung, Reifenservice, Pannenhilfe sowie ein jährliches Guthaben von 250 Euro für das öffentliche Laden über die Ladeplattform Electroverse von Octopus, die dem Unternehmen zufolge den Zugang zu 1,4 Millionen Ladepunkten in Europa ermöglicht. Zudem würden weder eine Anzahlung noch eine Bereitstellungsgebühr anfallen.

Laut Octopus nutzen mehr als 8.000 Arbeitgeber dieses Leasingmodell. „In UK hat dieses Modell den Markt transformiert. Jetzt bringen wir unsere Erfahrung aus fünfzigtausend Auslieferungen nach Deutschland“, sagt Bastian Gierull, CEO von Octopus Energy Germany. Nach seiner Einschätzung sind Fahrzeuge und Batterien inzwischen marktreif. Mit dem Angebot will das Unternehmen neben den Fahrzeugen und der Ladeinfrastruktur ein nach eigener Darstellung besonders günstiges Gesamtpaket bereitstellen.

 
Im Juni 2026 betrug der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in Deutschland rund 70,7 Prozent. Der Anteil erneuerbarer Energien an der Last lag derweil bei rund 64,3 Prozent. Onshore-Windkraft hat in Deutschland den größten Anteil an der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien.

Dagegen blieb der von den USA unterstützte omanische Korridor ruhig. Als weiterer Treiber für die Märkte erweist sich die anstehende Hitzewelle mit Schwerpunkt über Spanien und Frankreich. Doch auch dort werden die Temperaturen nicht so kräftig und langanhaltend steigen, wie zunächst befürchtet worden war.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead verlor in der Grundlast 0,50 auf 124,00 Euro je Megawattstunde, die Spitzenlast notierte unverändert mit 94,25 Euro. An der Börse kostete der Base 123,67 Euro, der Peak 94,00 Euro.

Den kaum veränderten Day-ahead-Preisen entspricht die nur wenig veränderte Einspeiseleistung der Erneuerbaren. Die Meteorologen von Eurowind gehen für den Freitag von 18,9 Gigawatt an Beiträgen von Wind und Solar aus. Für den Berichtstag wurden 17,2 Gigawatt prognostiziert. Hitzebedingte Einschränkungen der Stromproduktion französischer Kernkraftwerke wirken sich auch am deutschen Strommarkt unterstützend aus. Die Nachfrage nach Strom beziffert MBI Research für den letzten vollen Arbeitstag der Woche auf auch ferienbedingt geringe 52,9 Gigawatt gegenüber 53,9 Gigawatt am Berichtstag.

Am langen Ende zeigte sich das Strom-Frontjahr mit einem Plus von 0,82 auf 96,86 Euro deutlich befestigt.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag ein wenig nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.32 Uhr um 0,20 auf 78,84 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 9,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 79,41 Euro, das Tief bei 78,51 Euro.

Die Analysten von Redshaw Advisors verweisen auf die verschlechterte technische Situation am CO2-Markt, nachdem die Marke bei 80,00 Euro und die 200-Tage-Linie durchbrochen wurden. Ein weiterer wichtiger Haltepunkt liegt bei 78,81 Euro. 
Erdgas: Uneinheitlich hat Erdgas am Donnerstag notiert. Am TTF gewann der Frontmonat August bis gegen 13.25 Uhr 0,425 auf 49,500 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE hingegen sank der Day-ahead um 0,375 auf 48,925 Euro je Megawattstunde.

Beide Notierungen verharrten damit auf dem erhöhten Niveau, auf das sie im Zuge der neu aufgeflammten Kämpfe im Persischen Golf geklettert waren. Gas verhält sich damit einmal mehr wie der benachbarte Ölmarkt. Beide Märkte gehen offenbar bislang nicht davon aus, dass die jüngsten Kämpfe zu einem „Zurück auf los“ führen werden, was die Friedensbemühungen betrifft. Sie sehen das strategische Kalkül beider Seiten nach wie vor intakt, das zu dem Rahmenabkommen geführt hat und machen taktische, nicht strategische Erwägungen für das Wiederaufflammen des Konflikts verantwortlich. (cdg)