Zu Beginn soll Carbonbridge bis zu 2,3 Millionen Tonnen Kohlendioxid pro Jahr umschlagen können. Die Partner planen, die Kapazität perspektivisch auf etwa vier Millionen Tonnen jährlich zu erhöhen. Das Terminal soll CO2 aus Industrieanlagen und anderen Emissionsquellen annehmen, zwischenlagern und für den Weitertransport zu geologischen Speicherstätten in der Nordsee verladen.

Ambrian Energy mit Sitz in Bremen ist auf den Umgang mit Energieprodukten, Gefahrstoffen und Flüssiggütern sowie auf die entsprechende Logistik spezialisiert. Das Unternehmen bringt nach eigenen Angaben ein rund drei Hektar großes Grundstück im Bremer Hafen in das Projekt ein. Messer mit Sitz in Sulzbach im Taunus ist ein international tätiger Anbieter von Industrie-, Medizin- und Spezialgasen und verfügt über Erfahrung in der Rückgewinnung und Aufbereitung von CO2.

Geschlossene CO2-Logistikkette

Carbonbridge soll damit eine Logistikkette für abgeschiedenes CO2 bereitstellen. Als mögliche Kunden nennen die Partner unter anderem Unternehmen aus der Zement-, Glas- und Stahlindustrie sowie Betreiber von Müllverbrennungsanlagen. In diesen Branchen lassen sich Emissionen nach Darstellung der Projektpartner teilweise nur schwer durch den Einsatz erneuerbarer Energien oder Effizienzmaßnahmen vermeiden. Die Abscheidung und anschließende Speicherung von CO2 kann deshalb eine weitere Option zur Verringerung der Emissionen darstellen.

Das Terminal soll mehrere Transportwege miteinander verbinden. Der Standort verfügt über eine bestehende Bahnanbindung und einen Hafenanleger. Nach Angaben der Projektgesellschaft können dort Schiffe mit einer Ladekapazität von bis zu 30.000 Tonnen abgefertigt werden. Das soll den Transport des CO2 aus dem deutschen Hinterland zum Terminal und die anschließende Verschiffung zu Speicherstätten in der Nordsee ermöglichen.

„Wir freuen uns sehr über die kartellrechtliche Freigabe für Carbonbridge“, kommentiert Ralph Spring, Senior Manager Commercials CCUS bei Messer. Die Logistik bis zum Ort der endgültigen Speicherung sei bei vielen Projekten eine der größten Herausforderungen. Carbonbridge solle hierfür eine flexible Lösung entlang der gesamten Wertschöpfungskette von der CO2-Quelle bis zur Senke bieten.

Auch Ambrian Energy sieht in der Exportinfrastruktur eine Voraussetzung für den Aufbau von Carbon-Capture-and-Storage-Projekten (CCS) in Deutschland. „Industrieunternehmen sind bei der Dekarbonisierung darauf angewiesen, dass eine verlässliche Exportinfrastruktur für abgeschiedenes CO2 zur Verfügung steht“, sagt Geschäftsführer Daniel Pätzold. Diese Lücke wolle das Unternehmen mit Carbonbridge schließen.

CO2-Entsorgung als Dienstleistung

Messer will zusätzlich seine Erfahrung mit der CO2-Rückgewinnung und -Aufbereitung einbringen. Das Unternehmen verweist dabei auf seine „ZeCarb“-Lösung, mit der industrielle Emittenten die Abscheidung und weitere Verarbeitung von CO2 als Dienstleistung beziehen können. CarbonBridge soll daran anschließend die logistischen Schritte bis zur Übergabe an eine Speicherinfrastruktur übernehmen.

Für die geplante Anlage ist eine schrittweise Erweiterung vorgesehen. Die kartellrechtliche Freigabe beseitigt eine Voraussetzung für die weitere Umsetzung des Joint Ventures. Die Inbetriebnahme des Terminals ist für 2031 vorgesehen. Bis dahin müssen die Partner unter anderem die Infrastruktur am Bremer Standort entwickeln und die Transport- und Speicherlogistik aufbauen. (sh)

Aus Sicht des VIK schafft die Verstetigung über drei Jahre mehr Planungssicherheit für Unternehmen. Gleichzeitig warnt der Verband vor einem Anstieg der Netzentgelte, weil das Zuschussvolumen gegenüber dem Niveau des Jahres 2026 sinken soll.

„Die Bundesregierung erkennt mit der Verstetigung der Zuschüsse an, dass die Netzentgelte längst zu einem zentralen Wettbewerbsfaktor für die Industrie geworden sind“, sagt VIK-Hauptgeschäftsführer Christian Seyfert. Unternehmen benötigten für Investitionen in die Elektrifizierung und klimaneutrale Produktionsverfahren verlässliche und planbare Stromkosten.
Zuschüsse nicht senken

Der Verband sieht im aktuellen Entwurf dennoch eine Lücke. Die Übertragungsnetzkosten dürften in den kommenden Jahren hoch bleiben, während zugleich weitere Investitionen in die Netzinfrastruktur erforderlich seien. Eine Reduzierung der Zuschüsse gegenüber 2026 könne deshalb einen Teil der bisherigen Entlastung wieder aufzehren.

Nach Einschätzung des VIK würde dies die Stromkosten der Industrie erhöhen. Das treffe Unternehmen in einer Phase, in der sie zugleich erhebliche Mittel für die Umstellung ihrer Produktionsprozesse auf klimaneutrale Technologien aufbringen müssten.

Seyfert verweist auf den Zusammenhang zwischen Transformation und Stromverbrauch: „Transformation bedeutet Elektrifizierung. Elektrifizierung bedeutet einen steigenden Strombedarf.“ Wenn die Bundesregierung von der Industrie Investitionen in klimaneutrale Technologien erwarte, dürften die Stromkosten nicht gleichzeitig weiter steigen. Eine Kürzung der Zuschüsse laufe diesem Ziel entgegen.

Mehr Planungssicherheit notwendig

Nach Angaben des VIK entstehen erhebliche Teile der Netzkosten durch den Umbau des Energiesystems. Dazu zählen aus Sicht des Verbands unter anderem Aufwendungen für den Netzausbau, die Systemstabilität und Redispatch-Maßnahmen. Diese Kosten entstünden im gesamtgesellschaftlichen Interesse und sollten deshalb nicht dauerhaft allein über die Stromrechnungen von Unternehmen und privaten Verbrauchern finanziert werden.

Der VIK fordert daher eine langfristige Lösung. Transformationsbedingte Netzkosten sollten dauerhaft aus den Netzentgelten herausgelöst und staatlich kofinanziert werden, erklärt Seyfert. Andernfalls könnten steigende Netzentgelte gerade für Unternehmen zum Wettbewerbsnachteil werden, die in die Dekarbonisierung ihrer Produktion investieren.

Der Verband plädiert deshalb dafür, die geplanten Zuschüsse nicht auf den Zeitraum von 2027 bis 2029 zu begrenzen. Vielmehr müsse die Bundesregierung sie zu einem langfristigen Instrument zur Begrenzung der transformationsbedingt steigenden Netzkosten weiterentwickeln.

Aus Sicht des VIK sind stabile und planbare Rahmenbedingungen notwendig, damit Unternehmen ihre Investitionen in die Elektrifizierung und Dekarbonisierung verlässlich planen können. Die Finanzierung der mit der Energiewende verbundenen Netzkosten müsse dabei stärker über den Staat und damit über die Allgemeinheit erfolgen. (sh)

Nach Angaben des RWI nannten 37 Prozent der Befragten 2025 die wirtschaftliche Lage als eines der beiden wichtigsten Probleme in Deutschland. Das Thema Umwelt und Klimawandel folgte mit 31,8 Prozent. 2021 hatten noch 59,3 Prozent den Klimawandel zu den beiden wichtigsten Problemen gezählt. Die internationale Sicherheitslage kam 2025 auf 29,4 Prozent, die Inflation auf 21,4 Prozent. Einwanderung nannten 19,1 Prozent.

Die geringere wahrgenommene Dringlichkeit des Klimawandels geht laut RWI allerdings nicht mit einer stärkeren Ablehnung des Klimaschutzes einher. 93,9 Prozent der Befragten glaubten 2025, dass der Klimawandel existiert. 72,4 Prozent hielten ihn für menschengemacht. Beide Werte bewegten sich seit Beginn des Panels auf einem konstant hohen Niveau.

Hohe Zustimmung zur Energiewende

Auch die Zustimmung zu konkreten Maßnahmen der Energiewende blieb hoch. Den Ausbau erneuerbarer Energien befürworteten 88,6 Prozent der Befragten. Beim Ausbau der überregionalen Stromnetze lag die Zustimmung bei 88 Prozent. Damit stieg dieser Wert seit 2021 um knapp 17 Prozentpunkte.

Beim Kohleausstieg lag die Zustimmung 2025 bei 77,7 Prozent. Den Ausstieg aus der Kernenergie hielten dagegen 58,1 Prozent für richtig. Nach einem Rückgang zwischen 2022 und 2024 erreichte die Zustimmung damit wieder das Niveau von 2021. Gleichzeitig ist die Bereitschaft gesunken, wirtschaftliche Einbußen für den Klimaschutz hinzunehmen. 2025 befürworteten dies noch 51,8 Prozent. 2022 waren es laut RWI 64,7 Prozent.
 
CO2-Steuer-Verwendung im Umbruch

Bei der Verwendung der Einnahmen aus der CO2-Bepreisung bevorzugten die Befragten den Ausbau erneuerbarer Energien. 84,4 Prozent sprachen sich dafür aus. Auf Platz zwei folgte die Senkung der Netzentgelte mit 66,7 Prozent. Eine jährliche Pro-Kopf-Rückzahlung, das sogenannte Klimageld, befürworteten 43,3 Prozent. Damit lag die Zustimmung deutlich über dem Wert von 2022, als sie 30,1 Prozent betrug.

RWI-Energieexperte Manuel Frondel sieht darin eine Verschiebung der politischen Prioritäten. 2021 hätten rund 60 Prozent der Befragten Umwelt und Klimawandel als eines der beiden wichtigsten Probleme genannt, 2025 seien es noch knapp 32 Prozent gewesen. Gleichzeitig habe sich der Anteil derjenigen, die die wirtschaftliche Lage nannten, von etwa 15 auf 37 Prozent mehr als verdoppelt.

Frondel leitet daraus einen Handlungsbedarf für die Politik ab. Sie sollte nach seiner Einschätzung Wirtschaftsreformen beschließen und Klimaschutz mit wirtschaftlicher Entlastung verbinden. Als Beispiel nennt er eine Senkung der Stromsteuer für private Haushalte auf das EU-weite Minimum.

Auch Stephan Muschick, Geschäftsführer der Eon Foundation, sieht die Ergebnisse nicht als grundsätzlichen Gegensatz zwischen Klimaschutz und wirtschaftlicher Entwicklung. „Die hohe Zustimmung zur Energiewende ist ermutigend“, kommentierte er. Zugleich zeige die Untersuchung, dass die Bevölkerung Klimaschutz nicht bedingungslos mittrage. Für eine langfristige Akzeptanz müsse der Wandel fair gestaltet werden und den Menschen auch wirtschaftliche Vorteile bringen.

Für die Auswertung analysierte das RWI die Antworten von 3.224 Personen aus dem forsa.omninet-Panel, die an allen fünf Erhebungswellen des Sozialökologischen Panels von 2021 bis 2025 teilgenommen hatten. Die Befragung für 2025 fand vom 23. Oktober bis 12. November statt. Die Ergebnisse wurden laut RWI nach Bundesland, Region, Alter und Geschlecht bevölkerungsrepräsentativ gewichtet.

Weitere Umfrageergebnisse der Eon-Stiftung zum Klimaschutz stehen im Internet bereit. (sh)

Die Quallen treten laut Mitteilung von EDF im Bereich der Filtersysteme der Meerwasser-Pumpstation auf. Derzeit läuft demnach kein Reaktorblock wie vorgesehen: Zwei weitere Blöcke werden wegen des massenhaften Auftretens der Tiere mit reduzierter Leistung betrieben. Die zwei verbliebenen Einheiten seien ebenfalls abgeschaltet, unter anderem wegen einer Wartungsinspektion. 

Bereits Mitte des Monats und im August vergangenen Jahres brachten die Quallen den Betrieb durcheinander. Um massive Quallenansammlungen früh zu erkennen und zu bewältigen, habe das Kernkraftwerk Gravelines Überwachungs- und Erkennungssysteme eingerichtet, hieß es seitens EDF weiter. Unterstützung habe man dabei unter anderem von der Organisation France Pêche Durable, erklärte die EDF-Sprecherin. Sieben Boote seien rund um die Uhr im Bereich des Atomkraftwerks unterwegs, um Quallen zu fangen und sie anschließend wieder weiter draußen im Meer auszusetzen. 

Ursachen des Phänomens noch unklar 

Zu den Ursachen des Phänomens könne man derzeit nichts sagen, teilte die Sprecherin mit. Man arbeite mit verschiedenen Partnern zusammen, um es besser zu verstehen. Für das Stromsystem bestehe durch den Vorfall kein Risiko, versicherte die Sprecherin. Gravelines liegt an der nordfranzösischen Küste, etwa auf halber Strecke zwischen Calais und Dunkerque.

Nach vorläufigen Berechnungen lagen die Emissionen Deutschlands im Jahr 2025 in den von der Europäischen Klimaschutzverordnung erfassten Bereichen bei rund 382,8 Millionen Tonnen CO2-Äquivalenten. Die für Deutschland vorgesehene Emissionsmenge betrug jedoch rund 349,2 Millionen Tonnen. Daraus ergibt sich vorläufig eine Überschreitung um rund 33,6 Millionen Tonnen.

Dass für 2025 zunächst nur vorläufige Zahlen vorliegen, hängt mit dem Verfahren zur Erfassung der Treibhausgasemissionen zusammen. Nach Angaben der Regierung stehen die bestätigten Emissionsdaten eines Jahres erst rund zwei Jahre später fest. Für 2025 soll dies gegen Ende 2027 der Fall sein. Bis dahin dient eine Vorjahresschätzung des Umweltbundesamtes (UBA) als Grundlage. Auch danach können Änderungen der Berechnungsmethoden noch zu Anpassungen führen.

Überschreitung zum zweiten Mal in Folge

Grundlage der Berechnung ist die Europäische Klimaschutzverordnung, die sogenannte „Effort-Sharing Regulation“ (ESR). Sie gibt den EU-Mitgliedstaaten verbindliche Emissionspfade für die Jahre 2021 bis 2030 vor. Erfasst werden Treibhausgasemissionen außerhalb des Europäischen Emissionshandels (ETS 1) sowie außerhalb des Bereichs Landnutzung und Forstwirtschaft.

Deutschland überschritt die jährliche Vorgabe bereits im Jahr 2024. Damals lagen die Emissionen nach den aktuellen Angaben der Bundesregierung um rund 5,2 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente über der Zuweisung. Für 2025 ergibt sich auf Basis der vorläufigen Daten nun eine deutlich größere Differenz.

In den ersten drei Jahren der laufenden ESR-Periode hatte Deutschland seine jeweiligen Vorgaben dagegen noch unterschritten. 2021 lagen die Emissionen um rund 20,5 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente unter der Zuweisung, 2022 um 19 Millionen Tonnen und 2023 um 12,8 Millionen Tonnen.

Gleichzeitig sinken die Deutschland zur Verfügung stehenden jährlichen Emissionszuweisungen. Nach dem im April 2026 veröffentlichten EU-Durchführungsbeschluss standen der Bundesrepublik 2021 noch rund 427,3 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente zur Verfügung. Für 2025 sind es rund 349,2 Millionen Tonnen, für 2026 rund 338,8 Millionen Tonnen. Bis 2030 sinkt die Zuweisung auf rund 242,4 Millionen Tonnen.

Noch keine Zukäufe für aktuelle Periode

Zum Ausgleich von Überschreitungen in der laufenden ESR-Periode seit 2021 hat Deutschland laut der Bundesregierung bislang keine Emissionszuweisungen erworben.

Zukäufe gab es allerdings unter der früheren EU-Lastenteilungsentscheidung. Im Jahr 2022 erwarb Deutschland insgesamt rund 11,4 Millionen Emissionszuweisungen von Bulgarien, Tschechien und Ungarn. Damit glich der Bund fehlende Zuweisungen für Emissionen aus den Jahren 2019 und 2020 aus. Die Käufe gehörten damit noch zum Zeitraum 2013 bis 2020 und nicht zur aktuellen ESR-Periode.

Für die damaligen Käufe zahlte der Bund einschließlich der in Deutschland verbleibenden Umsatzsteuer rund 13,5 Millionen Euro. Auf die Verträge mit Bulgarien, Tschechien und Ungarn entfielen jeweils rund 3,8 Millionen Euro. (ds)

 
Im Jahr 2025 erzielte Bosch Thermotechnik einen Umsatz in Höhe von rund 4,4 Milliarden Euro und zählte damit zu den größten Heizungsanlagenherstellern in Deutschland. Stiebel Eltron konnte im genannten Jahr einen Umsatz von rund 950 Millionen Euro verzeichnen.

Zwischen 2010 und 2025 wuchs die Bruttowertschöpfung der Branche im Schnitt um mehr als elf Prozent pro Jahr. Größter Einzelbereich bleibt die Windenergie mit rund 13.000 Arbeitsplätzen. Daneben verzeichnen die Studienautoren eine hohe Dynamik bei intelligenten Energiesystemen und -netzen sowie bei Solar- und Bioenergie, begleitet von einer wachsenden Forschungslandschaft und zunehmender Start-up-Aktivität. 

Für Hamburgs Wirtschaftssenatorin Melanie Leonhard zeigt die Studie, dass die Energiewende längst ein handfester Wirtschaftsfaktor sei. Gerade bei erneuerbaren Energien und Wasserstoff habe der Norden große Stärken aufgebaut, die es nun zu nutzen gelte, um Arbeitsplätze und Wertschöpfung zu sichern. 

Wasserstoff als nächster Wachstumstreiber

Neben der Windkraft rückt der Wasserstoffhochlauf in den Fokus der Studie. Die Metropolregion verfügt bereits über etwa 50 einschlägige Projekte. Studienautor Martin Wilferth von „cruh21 – Part of Drees & Sommer“ sieht im Wasserstoffhochlauf eine zentrale Voraussetzung für die Dekarbonisierung energieintensiver Industrie sowie von Schifffahrt, Luftfahrt und Langstrecken-Logistik. Die Region verfüge bereits über ein breit gefächertes Wasserstoff-Ökosystem und könne sich als Knotenpunkt für Produktion, Import und Verteilung von Wasserstoff in Nordeuropa etablieren, mit dem Hamburger Hafen in der Schlüsselrolle. 

Studienautorin Katharina Wilkskamp von der Prognos AG betont, die Metropolregion zähle zu den dynamischsten Standorten der Energiewende in Deutschland – erkennbar an Beschäftigung, Wertschöpfung, Forschungslandschaft und Start-up-Szene. 

Für EEHH-Geschäftsführer Jan Rispens liefert die Studie vor allem eine Grundlage für die Weiterentwicklung der Clusterstrategie bis 2030, da dynamische technologische und preisliche Entwicklungen, etwa bei Batteriespeichern, die Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft derzeit grundlegend veränderten. 

Das Cluster EEHH ist ein öffentlich-privates Branchennetzwerk mit über 320 Mitgliedern aus Wirtschaft, Wissenschaft und Politik der Metropolregion, darunter Anlagenhersteller, Projektentwickler, Energieversorger, Netzbetreiber und Forschungseinrichtungen. Inhaltlich deckt die Clusterarbeit On- und Offshore-Wind, Solar, erneuerbare Wärme, Sektorenkopplung, Batteriespeicher und grünen Wasserstoff ab. (gd)

Flexpower wurde 2022 gegründet und gehört inzwischen zur US-Investmentgesellschaft Citadel. Das Unternehmen handelt Strom und bietet unter anderem Direktvermarktung und Risikomanagement für erneuerbare Erzeuger, Speicher sowie Gewerbe- und Industriekunden an.

Mit dem Angebot reagiert Flexpower auf die hohen Stromkosten und den wachsenden Energiebedarf der Rechenzentrumsbranche. Nach Angaben der German Datacenter Association (GDA), dem Branchenverband der deutschen Rechenzentrumswirtschaft, entfallen rund 50 Prozent der Betriebskosten eines Rechenzentrums auf Strom. Zugleich steigt nach Darstellung von Flexpower der Strombedarf durch Cloud-Dienste und Anwendungen der künstlichen Intelligenz.

Hinzu kommen gesetzliche Vorgaben für den Strombezug. Das Energieeffizienzgesetz (EnEfG) verpflichtet Betreiber von Rechenzentren seit dem 1. Januar 2024 dazu, ihren Stromverbrauch bilanziell zu 50 Prozent aus erneuerbaren Energien zu decken. Ab dem 1. Januar 2027 steigt der Anteil auf 100 Prozent.

Bausteine statt Vollversorgung

Flexpower will Betreibern nach eigenen Angaben ermöglichen, ihre Beschaffungsstrategie an Laufzeit, Risikobereitschaft und erwartetes Wachstum anzupassen. Einen Teil des Verbrauchs können sie über mehrjährige Festpreisvereinbarungen und langfristige Stromlieferverträge, sogenannte Power Purchase Agreements (PPA), absichern. Den übrigen Bedarf beschafft Flexpower kurzfristiger am Strommarkt. Dadurch sollen Kunden niedrigere Preise in günstigen Marktphasen nutzen können.

Als weiteren Baustein bietet der Stromhändler eine sogenannte virtuelle Batterie an. Dabei handelt es sich nicht um einen realen Speicher, sondern um ein Handelsprodukt, das dessen Fahrweise nachbildet. Nach Darstellung von Flexpower kauft das Modell innerhalb eines Tages Strom in einer günstigen Stunde und verkauft ihn in einer teuren. Damit soll ein Teil des Preisrisikos abgesichert werden. Wie stark Betreiber Festpreise, kurzfristigen Einkauf und Speicherkomponenten gewichten, können sie laut Unternehmen selbst festlegen.

Die Herkunftsnachweise für den gelieferten Grünstrom stammen laut Flexpower aus dem eigenen Direktvermarktungsportfolio. Herkunftsnachweise kauft das Unternehmen dafür nach eigenen Angaben nicht zu.

Speicher soll Lastspitzen glätten

Für Rechenzentren mit einem Batteriespeicher am Standort sieht Flexpower weitere Einsatzmöglichkeiten. Der Speicher könne den Strombezug in günstigere Zeiträume verschieben und Lastspitzen begrenzen. Dadurch könnten je nach Netzentgeltsystem auch die Kosten für den Netzbezug sinken. Freie Speicherkapazitäten will das Unternehmen zudem an den Spotmärkten vermarkten.

Eine weitere Anwendung sieht Flexpower an Standorten, an denen der Netzanschluss begrenzt ist oder sich dessen Ausbau verzögert. Dort könne ein Speicher kurzfristige Lastspitzen auffangen und damit ermöglichen, zeitweise mehr Rechenleistung über denselben Anschluss bereitzustellen. Der Hamburger Stromhändler arbeitet nach eigenen Angaben außerdem mit Partnern daran, künftig auch verschiebbare Rechenprozesse anhand von Strompreissignalen zu steuern. Rechenaufgaben könnten dann stärker in Stunden mit niedrigeren Preisen und geringerer Netzbelastung wandern.

Flexpower-Chef Max Amir Dieringer verweist zudem auf die langen Investitionszeiträume von Rechenzentren. Für Betreiber und finanzierende Banken spiele daher neben dem Strompreis auch die langfristige Lieferfähigkeit des Vertragspartners eine Rolle. Als Teil von Citadel könne Flexpower nach seiner Aussage längerfristige Preis- und Strukturzusagen absichern. (ds)

Die Anlage kann bis zu 45 Tonnen Dampf pro Stunde erzeugen. Dabei erreicht sie laut Infraleuna Dampfparameter von 47 bar(ü) und 320 Grad. Nach Angaben des Unternehmens handelt es sich um den ersten großtechnischen Elektrodenkessel auf diesem Druckniveau in einem europäischen Chemiepark.

Strom ersetzt Erdgas

Der Elektrodenkessel ist in die bestehende Energieversorgung des Chemiestandorts integriert. Wenn er Strom aufnimmt und daraus Wärme beziehungsweise Prozessdampf erzeugt, können die Kraftwerke der Infraleuna ihre Leistung reduzieren. Dadurch sinkt der Bedarf an Erdgas für die Dampferzeugung.

Unter den zugrunde gelegten Betriebsannahmen erwartet Infraleuna ein Einsparpotenzial von bis zu 52.000 Tonnen CO2 pro Jahr. Wie hoch die tatsächliche Einsparung ausfällt, hängt unter anderem vom Betrieb der Anlage und der Verfügbarkeit geeigneter Strommengen ab.

Die PtH-Anlage kann ihre Leistung flexibel anpassen. Technisch sind laut Unternehmen Änderungen von bis zu 11 MW pro Minute möglich. Im regulären Betrieb ist die Leistungsänderung jedoch auf maximal 7 MW pro Minute begrenzt, damit die angeschlossenen Dampfnetze die Schwankungen ausgleichen können.

50 Hertz sieht Beitrag zum Netzmanagement

50 Hertz als Übertragungsnetzbetreiber hat das Projekt gemeinsam mit Infraleuna umgesetzt und beteiligt sich an der Finanzierung beziehungsweise Realisierung der Anlage. 50 Hertz-Geschäftsführer Stefan Kapferer verwies auf einen möglichen Beitrag von PtH-Anlagen zum Engpassmanagement.

„Werden sie entsprechend in die Systemführung eingebunden, können sie zusätzlichen Strom aufnehmen und damit zur Entschärfung von Netzengpässen beitragen“, erläuterte er. Gleichzeitig sinkt durch die geringere Kraftwerksleistung am Standort die Strom- und Wärmeproduktion aus konventionellen Anlagen.

Nach Kapferers Einschätzung bietet der mitteldeutsche Raum für dieses Anlagenkonzept geeignete Voraussetzungen. Dort stehen sowohl Windstrom als auch große Freiflächen-Solaranlagen zur Verfügung. Den Ausbau der Stromübertragungsnetze bezeichnete er zugleich als wichtigste Maßnahme zur Beherrschung künftiger Netzengpässe. PtH-Anlagen könnten diesen Netzausbau ergänzen.

Umsetzung seit Oktober 2024

Die Umsetzung des Projekts begann im Oktober 2024. Als Generalunternehmer beauftragte Infraleuna die ETABO Energietechnik und Anlagenservice GmbH. Ende 2025 hob das Unternehmen den Kessel in das dafür vorgesehene Gebäude ein. Nach Angaben des Auftraggebers verlief die anschließende Inbetriebnahme planmäßig. Jan Friedemann, Projektleiter bei Infraleuna, bezeichnete diese als eine der unkompliziertesten, die er bislang begleitet habe.

Infraleuna-Geschäftsführer Christof Günther sieht in dem Elektrodenkessel einen Baustein für die Weiterentwicklung der Energieversorgung am Chemiestandort. Die Anlage ermögliche es, Erdgas einzusparen, überschüssigen Strom zu nutzen und zugleich die Versorgung mit Prozessdampf abzusichern.

Auch Sachsen-Anhalt bewertet das Projekt als Beitrag zur Verbindung von industrieller Entwicklung und Klimaschutz. Staatssekretär Jürgen Ude verwies auf die Bedeutung des Chemiestandorts für die Industrie des Landes. (sh)

Nach Berechnungen des Forschungsteams entsteht einem Recyclingbetrieb derzeit ein Verlust von rund 1,90 Euro je Kilogramm Batteriepack, wenn er die zurückgewonnenen Rohstoffe zu Marktpreisen verkauft. Ein wesentlicher Grund dafür sind laut HHL die Transportkosten: Ausgebaute Lithium-Ionen-Batterien gelten als Gefahrgut. Ihr Transport kostet im Durchschnitt das 16-Fache einer normalen Fracht. Zudem wirtschaften reine Batterierecycler der Untersuchung zufolge schlechter als breiter aufgestellte Unternehmen.

Die Kosten könnten künftig stärker ins Gewicht fallen, erklären die Forschenden. Nach der EU-Batterieverordnung müssen ab August 2031 bestimmte Mindestanteile der in neuen Fahrzeug-, Industrie- und Starterbatterien eingesetzten Rohstoffe aus Recycling stammen. Die HHL hat modellhaft berechnet, welche Folgen das haben könnte. Bei einem angenommenen Recyclinganteil von 20 Prozent und einer vollständigen Weitergabe der heutigen Recyclingverluste würde sich ein Batteriepack demnach um rund 6 Prozent verteuern.

Zweites Leben erhöht den Batteriewert

Wirtschaftliches Potenzial sieht das Forschungsteam in der Weiternutzung ausgedienter Fahrzeugbatterien. Wird etwa der Akku eines Elektrobusses anschließend als stationärer Stromspeicher eingesetzt, steigt sein wirtschaftlicher Gesamtwert über die Nutzungsdauer laut Untersuchung um 64 Prozent. Von diesem zusätzlichen Wert profitieren jedoch vor allem Fahrzeug- und Speicherbetreiber. Hersteller, die höhere Kosten für die Kreislaufführung tragen, erhalten dagegen nicht automatisch einen entsprechenden Anteil.

Auch Second-Life-Batterien stoßen auf Hürden. Acht Expertengespräche verweisen laut HHL unter anderem auf Kosten, Sicherheitsbedenken und die Risikoeinschätzung von Investoren. Zudem müssen unter anderem verlässliche Daten zum Batteriezustand und langfristige Garantien vorliegen.

Forscher sehen deutliches Einsparpotenzial

Der Zwischenbericht nennt mehrere Ansätze, um das Recycling wirtschaftlicher zu machen. Dazu gehören sicherere Batteriedesigns, kürzere Transportwege, eine stärker automatisierte Demontage, spezialisierte Recyclingbetriebe und verbindliche Transportstandards. Zusammen könnten diese Maßnahmen die Recyclingkosten nach Berechnungen der HHL um rund 34 Prozent senken. Aus dem heutigen Verlust von 1,90 Euro je Kilogramm Batteriepack könnte damit ein Gewinn von 13 Cent werden.

Das Forschungsteam sieht darüber hinaus ein Verteilungsproblem zwischen Herstellern, Betreibern und Recyclingunternehmen. Es schlägt deshalb neue Koordinationsakteure vor, die Batteriepacks über mehrere Lebensphasen hinweg verwalten und Kosten sowie Erlöse zwischen den Beteiligten verteilen.

Studienleiter Dima Smirnov, Postdoktorand am Lehrstuhl für Innovationsmanagement und Entrepreneurship der HHL, hält daher neben besseren technischen Prozessen auch neue Geschäftsmodelle für nötig. Sie sollen nach seiner Einschätzung dazu beitragen, die Kreislaufwirtschaft für die beteiligten Unternehmen wirtschaftlich tragfähig zu machen.

„SAFELOOP“ wird von der Europäischen Union gefördert. An dem 2024 gestarteten, auf 36 Monate angelegten Projekt beteiligen sich 15 Institutionen aus elf Ländern. Das Budget liegt laut HHL bei rund 4,7 Millionen Euro. (ds)

Dem Ausbau des Portfolios steht ein Rückgang des operativen Ergebnisses gegenüber. Das bereinigte Ebitda sank im ersten Halbjahr von 398 Millionen Schweizer Franken (rund 424 Millionen Euro) im Vorjahreszeitraum auf 163 Millionen Schweizer Franken (174 Millionen Euro). Das entspricht einem Rückgang um 59 Prozent. Der Nettoumsatz verringerte sich von 3,157 Milliarden auf 3,062 Milliarden Schweizer Franken (3,2 Milliarden Euro). Das bereinigte Reinergebnis ging von 247 Millionen auf 42 Millionen Schweizer Franken (34,09 Millionen Euro) zurück. Als Ursachen nennt Alpiq niedrigere Strompreise, den längeren Ausfall des Kernkraftwerks Gösgen (KKG) und geringe Wasserzuflüsse aufgrund der Trockenheit in den Alpen.

Nach einem herausfordernden Jahresauftakt konnte laut Alpiq das Ergebnis im zweiten Quartal verbessert werden. Im März nahm das KKG den Betrieb wieder auf und konnte daraufhin genauso wie das Kernkraftwerk Leibstadt (KKL), das zweite Schweizer Kernkraftwerk mit Alpiq-Beteiligung, die jährliche Revision erfolgreich abschliessen. 

Batteriespeicher erreichen Gigawatt-Marke

Beim Ausbau des Speicherportfolios setzte Alpiq im ersten Halbjahr mehrere Projekte um. Das Unternehmen integrierte den Batteriespeicher Chevire in Frankreich. Die Anlage verfügt über eine Leistung von 100 MW und befindet sich bereits in Betrieb. Beim geplanten Batteriespeicher in Niedergösgen sicherte sich Alpiq nach eigenen Angaben Netzanschlusskapazität für 300 MW.

Parallel steigt der Konzern in Spanien in ein Pumpspeicherprojekt ein. Alpiq erwarb das Projekt Navaleo mit einer geplanten Leistung von 535 MW. Für das Unternehmen handelt es sich um die erste größere Investition in Wasserkraft außerhalb der Schweiz. Mit Batteriespeichern und Pumpspeichern will Alpiq sein Portfolio an steuerbaren Anlagen ausbauen und diese mit Erzeugungsanlagen, Kundengeschäft und Handelsaktivitäten verbinden.

Nach Abschluss des ersten Halbjahres setzte Alpiq zudem seine Expansion im Batteriespeichergeschäft fort. Im Juli wurde der Erwerb einer 90-prozentigen Beteiligung an Harmony Energy abgeschlossem. Der Entwickler und Betreiber von Batteriespeichern bringt nach Angaben von Alpiq rund 400 MW an Anlagen im Bau sowie eine Projektpipeline im Multi-Gigawatt-Bereich ein. Die Projekte verteilen sich auf das Vereinigte Königreich, Deutschland, Frankreich und Polen.

Ergebnisverbesserung im zweiten Halbjahr erwartet

Für die zweite Jahreshälfte erwartet Alpiq ein höheres Ergebnis als in den ersten sechs Monaten. Als Faktoren nennt das Unternehmen den Normalbetrieb des Kernkraftwerks Gösgen, weitgehend abgesicherte Positionen sowie Möglichkeiten, Preisschwankungen an den Energiemärkten zu nutzen. Eine konkrete Ergebnisprognose nennt der Konzern nicht.

Personell bereitet Alpiq den Ausbau des Kundengeschäfts vor. Bianca Sarbu soll im November 2026 die Leitung des Geschäftsbereichs Energy Solutions übernehmen und in die Geschäftsleitung eintreten. Mit dem Ausbau dieses Bereichs sowie den Investitionen in Batterie- und Pumpspeicher setzt Alpiq auf Anlagen und Geschäftsmodelle, die Flexibilität im europäischen Stromsystem bereitstellen können.

Auch im Verwaltungsrat steht ein Wechsel an. Verwaltungsratspräsident Johannes Teyssen will sein Mandat im Herbst 2026 niederlegen. Teyssen führt das Gremium seit dem Winter 2021/22 und hat inzwischen zusätzlich den Vorsitz des Aufsichtsrats der Lufthansa Group übernommen. Teyssen: „Die Weichen sind nun gut für die Umsetzung der im letzten Jahr aktualisierten Strategie gestellt. Deswegen ist dies nach meiner Überzeugung der richtige Zeitpunkt, das Amt des Verwaltungsratspräsidenten in neue Hände weiterzugeben, da ich in den letzten Wochen zudem auch den Vorsitz des Aufsichtsrats der Lufthansa Gruppe übernommen habe.“

Als Nachfolger schlägt der Verwaltungsrat Alberto de Paoli vor. Der 1965 geborene Manager war von 2014 bis 2023 Finanzchef des italienischen Energiekonzerns Enel und verantwortete zuletzt dessen internationale Aktivitäten außerhalb Italiens und Spaniens. Zuvor leitete er unter anderem die Konzernstrategie von Enel und begleitete als CFO von Enel Green Power deren Börsengang. Über seine Wahl sollen die Aktionäre von Alpiq auf einer außerordentlichen Generalversammlung entscheiden. (hr)

Das Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Ebit) wuchs weniger stark als die Gesamtleistung. Daldrup weist für die ersten sechs Monate ein Ebit von 3,46 Millionen Euro aus, nach 2,65 Millionen Euro im Vorjahreszeitraum. Damit erhöhte sich das operative Ergebnis um 30,6 Prozent. Der Auftragsbestand lag Ende August 2026 bei 132 Millionen Euro. Ein Jahr zuvor hatte Daldrup Aufträge im Umfang von 140 Millionen Euro in den Büchern. 

Als einen Grund für die Entwicklung nennt Daldrup die Anzahl der im ersten Halbjahr bearbeiteten Projekte. Bei einzelnen Vorhaben standen zum Bilanzstichtag allerdings noch Schlussabrechnungen aus. Das Unternehmen berücksichtigte die entsprechenden Leistungen deshalb nach eigenen Angaben mit einem Sicherheitsabschlag. Die Zahlen für das erste Halbjahr sind noch vorläufig.

Parallel dazu investierte Daldrup in die Modernisierung und Aufrüstung seiner Bohranlagen. Damit sollen zusätzliche Kapazitäten für Projekte der mitteltiefen und tiefen Geothermie sowie für Erkundungsbohrungen geschaffen werden, bei denen es eine gestiegene Nachfrage gibt.

Investitionen in Bohranlagen

Trotz des Wachstums im ersten Halbjahr hebt der Vorstand seine Jahresprognose nicht an. „Daldrup ist im Projektgeschäft tätig. Neben Projektverzögerungen entscheiden oftmals Kleinigkeiten, ob ein Projekt noch in der laufenden Berichtsperiode oder erst in der nächsten verbucht werden kann. Wir erwarten bei planmäßigem Geschäftsverlauf eine Konzern-Gesamtleistung von rund 58 Millionen Euro und eine Ebit-Marge zwischen 11,5 und 13,5 Prozent“, sagte CEO Andreas Tönies. 

Bei einer Gesamtleistung von 58 Millionen Euro fehlen nach dem ersten Halbjahr damit noch 25,7 Millionen Euro bis zum Jahresziel. Rechnerisch hat Daldrup damit bereits knapp 56 Prozent der prognostizierten Jahresleistung erbracht. Die Entwicklung im zweiten Halbjahr hängt vor allem vom Fortschritt und der Abrechnung der laufenden Bohrprojekte ab.

Daldrup & Söhne schloss das Geschäftsjahr 2025 zuvor mit einem höheren Ergebnis ab (wir bericheteten). Das Unternehmen profitierte nach eigenen Angaben von einer insgesamt guten Nachfrage, die im zweiten Halbjahr anzog. Auch für das laufende Jahr erwartet der Bohrdienstleister eine positive Auftragsentwicklung.

Das Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Ebit) stieg 2025 um 25,8 Prozent auf 8,7 Millionen Euro. Im Vorjahr 2024 hatte Daldrup & Söhne 6,9 Millionen Euro erzielt. Der Konzernjahresüberschuss erhöhte sich 2025 auf 7,7 Millionen Euro nach 2,5 Millionen Euro im Jahr 2024. Die Gesamtleistung ging dagegen leicht zurück. Sie lag bei 51,1 Millionen Euro nach 54,5 Millionen Euro im Vorjahr. (hr)

Die Stadtwerke sind Bauherr und Eigentümer des Betriebshofs, einschließlich der Buswerkstatt. Nach Fertigstellung sollen die einzelnen Bauabschnitte an Aktiv Bus verpachtet werden. Im Endausbau soll der Betriebshof Platz für bis zu 70 Elektrobusse bieten, wie das kommunale Versorgungsunternehmen mitteilt. Derzeit hat Aktiv Bus 20 Elektro-Gelenkbusse im Fuhrpark.

Das Projekt wird mit 1,2 Millionen Euro vom Bund gefördert. Rund 30 Mitarbeitende der Stadtwerke Flensburg und von Aktiv Bus seien unmittelbar an der Umsetzung beteiligt, hinzu kämen mehr als 20 Planer sowie Unternehmen aus verschiedenen Gewerken, teilen die Stadtwerke mit. Die Inbetriebnahme ist für Mai 2027 geplant. „Mit dem Bau des neuen Betriebshofs schaffen wir die Voraussetzung für einen zuverlässigen ÖPNV auf fossilfreier Basis und damit einen wichtigen Baustein für einen klimaneutralen Stadtverkehr“, kommentierte Julian Wollscheidt, Vorsitzender der Geschäftsführung der Stadtwerke Flensburg, die Grundsteinlegung. (mf)

Neben den Treibhausgasemissionen untersuchten die Autoren den Materialbedarf und die Transportleistung. Nach Angaben von MAN sinkt der Einsatz von Neumaterial bei der Wiederaufbereitung gegenüber der Neufertigung um 80 Prozent. Die Transportleistung der Bauteile fällt um 87 Prozent geringer aus. Ausschlaggebend ist dabei vor allem die erneute Nutzung geeigneter Komponenten.

Mehrere Lebenszyklen untersucht

MAN bereitet Motoren im Werk Nürnberg auf. Das Unternehmen ordnet das Verfahren in seine Strategie ein, Umweltwirkungen über den Lebenszyklus seiner Produkte zu reduzieren. Relevant ist dieser Ansatz vor allem für Anwendungen mit langen Nutzungszeiten, in denen Verbrennungsmotoren weiterhin eingesetzt werden. MAN nennt Bahnanwendungen einschließlich Dual-Mode-Systemen, die Berufsschifffahrt sowie die Energieerzeugung.

Die Lebenszyklusanalyse betrachtete auch die Auswirkungen einer mehrfachen Wiederaufbereitung. Wird ein Neumotor nach seiner ersten Nutzungsphase aufgearbeitet und anschließend erneut eingesetzt, liegen die Treibhausgasemissionen laut Studie um 33 Prozent unter einem Vergleichsszenario, bei dem für beide Nutzungsphasen jeweils ein Neumotor hergestellt wird.

Nach einer zweiten Wiederaufbereitung und damit drei Nutzungszyklen wächst der Abstand. Gegenüber einem Szenario mit drei neu gefertigten Motoren sinken die Treibhausgasemissionen um 45 Prozent. Auch der Bedarf an neuem Material und die Transportleistung nehmen über die betrachteten Lebenszyklen ab.

Wiederaufbereitung als Teil des Bestandsgeschäfts
„Die Ergebnisse zeigen, welches enorme Potenzial in der Verlängerung von Produktlebenszyklen liegt“, sagt Josef Lukaschtik, Head of Remanufacturing MAN Truck & Bus. „Für Anwendungen, in denen Verbrennungsmotoren weiterhin benötigt werden, kann die MAN Original Wiederaufbereitung eine Möglichkeit sein, vorhandene Ressourcen länger zu nutzen und produktionsbedingte Umweltwirkungen zu reduzieren.“

Neben kompletten Motoren bietet MAN wiederaufbereitete Komponenten und Teile unter der Produktlinie „MAN Original Teile ecoline“ an. Damit ist die Wiederaufbereitung zugleich Bestandteil des Ersatzteil- und Servicegeschäfts. Das Unternehmen verbindet damit das Ziel, Komponenten länger im Kreislauf zu halten und den Bedarf an neu gefertigten Teilen zu reduzieren.

Die Aussagekraft der genannten Werte ist allerdings auf den untersuchten Fall begrenzt. Die Lebenszyklusanalyse bezieht sich auf den Bahnmotor MAN D2842 LE622 und auf die für die Untersuchung definierten Rahmenbedingungen und Systemgrenzen. Die Ergebnisse lassen sich daher nicht ohne weitere Analyse auf andere Motoren oder Anwendungen übertragen. (hr)

Bis zur endgültigen Besetzung der beiden Positionen übernimmt eine Doppelspitze die Leitung der Techem-Gruppe. Ulrich Schiller, bislang CEO von Techem Deutschland, und Michael Nilles, Mitglied des Advisory Boards, führen das Unternehmen interimistisch als Co-CEOs. Der 50-jährige Schiller verfügt über Führungserfahrung in Wohnungsbauunternehmen. Der 53-jährige Nilles bringt nach Angaben von Techem Erfahrung bei der Digitalisierung von Industrieunternehmen mit.

Mit dem Führungswechsel setzt Techem zugleich den Umbau seines Geschäftsmodells fort. Das Unternehmen will sich über das angestammte Mess- und Abrechnungsgeschäft hinaus stärker als Anbieter digitaler Dienstleistungen für Energie- und Gebäudemanagement positionieren. Dabei rücken die Wohnungswirtschaft sowie digitale Anwendungen zur Steuerung des Energieverbrauchs in Gebäuden weiter in den Mittelpunkt.

„Matthias Hartmann und Carsten Sürig haben die strategische Transformation von Techem maßgeblich vorangetrieben, um das Unternehmen vom klassischen Mess- und Abrechnungsdienstleister zu einem digitalen Anbieter für Energie- und Gebäudemanagement weiterzuentwickeln“, lässt sich Tom Blades, Vorsitzender des Aufsichtsrats der Techem Gruppe, in der Mitteilung zitieren. Techem sei heute wirtschaftlich sehr gut aufgestellt, um diese Transformation weiter voranzutreiben und profitabel zu wachsen.

Auch die Gaspreise notierten nur minimal fester. Trotz Fortschritten bei den Gesprächen zwischen Iran und Oman bleibt eine Wiederöffnung der Straße von Hormus ungewiss, während niedrige Speicherstände die Versorgungssorgen aufrechterhalten. Kohle und Öl legten ebenfalls leicht zu. Am Ölmarkt sprechen Anzeichen einer Deeskalation im Nahen Osten allerdings für eine breite Seitwärtsbewegung.

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag präsentiert. Der Day-ahead gewann im Base 18,00 auf 143,75 Euro je Megawattstunde und im Peak 38,25 auf 134,00 Euro je Megawattstunde.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Freitag nur noch 27,3 Gigawatt betragen und damit ein gutes Stück unter dem Wert vom Donnerstag (38,3 Gigawatt) liegen. Für Samstag, Sonntag und Montag werden wieder höhere Einspeiseleistungen von mehr als 30 Gigawatt erwartet.

Das US-Wettermodell erwartet bis etwa Mitte September eine überdurchschnittliche Wind-Einspeiseleistung. Auch die Temperaturen dürften in den kommenden Tagen noch über dem saisonüblichen Mittel liegen, allerdings nur bis zum 3. September.

Am langen Ende gewann das Strom-Cal-27 bis zum Nachmittag um 1,11 auf 112,32 Euro je Megawattstunde hinzu.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag knapp behauptet notiert. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,04 auf 82,64 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 6,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 83,00 Euro, das Tief bei 82,48 Euro.

Meldungen über erneute Gespräche zwischen Iran und Oman hatten am Vortag für deutliche Verluste am Gasmarkt gesorgt und auch den europäischen CO2-Markt nach unten gezogen. Bis zum Handelsschluss konnte der Gasmarkt seine Verluste allerdings wieder vollständig aufholen – eine Gegenbewegung, die bei den CO2-Zertifikaten ausblieb, wie die Analysten von Redshaw Advisors zusammenfassen.

Nach zwei Tagen mit Kursgewinnen sei eine Korrektur grundsätzlich nicht überraschend. Den Bullen gelang es nicht, die zuvor eroberten Widerstandsmarken, die anschließend als Unterstützungen fungierten, ausreichend zu verteidigen. Damit seien die Preise wieder in die neutralere Handelsspanne der vergangenen Woche zurückgefallen, heißt es weiter. Ohne neue Impulse aus dem Nahen Osten oder von der politischen Seite erscheine für die kommenden Tage daher eine Seitwärtsbewegung als wahrscheinlichstes Szenario.

Erdgas: Etwas fester haben sich die europäischen Gaspreise am Donnerstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 0,15 auf 66,30 Euro je Megawattstunde.

Die Gaspreise zeigten sich damit vergleichsweise stabil, nachdem sie in den beiden vorangegangenen Sitzungen nachgegeben hatten. Die Marktteilnehmer bewerteten dabei die diplomatischen Fortschritte im Nahen Osten. Nach Angaben des iranischen Militärs haben sich Teheran und Oman auf Vereinbarungen über die gemeinsame Kontrolle der Straße von Hormus sowie die Aufteilung der daraus erzielten Einnahmen verständigt.

Teheran betonte jedoch, dass die Vereinbarung keine unmittelbare Wiederöffnung der Wasserstraße bedeute. Die Straße von Hormus werde geschlossen bleiben, solange die USA den Krieg nicht beendeten. Damit bleibt offen, wann sich die Versorgungslage entspannen könnte.

Die anhaltenden Einschränkungen in der Straße von Hormus beeinträchtigen weiterhin die LNG-Exporte aus dem Persischen Golf und führen insbesondere bei Lieferungen aus Katar zu erheblichen Verzögerungen. Gleichzeitig hat die extreme Sommerhitze die Nachfrage nach Gas zur Stromerzeugung erhöht. Die europäischen Gasspeicher sind derzeit lediglich zu 63 Prozent gefüllt. Das ist der niedrigste Stand für diese Jahreszeit seit 2009.

Vor diesem Hintergrund dürfte die Volatilität am europäischen Gasmarkt hoch bleiben. Dies gilt insbesondere, falls die Lieferausfälle bis in die Heizperiode hinein anhalten. (map)