Nach Schätzungen des Verbandes könnten die Stromerzeugungskosten neuer Solarparks durch die vorgesehenen Änderungen um mehr als einen Cent/kWh steigen. Als möglichen Kostentreiber nennt der BSW-Solar unter anderem die geplante teilweise Streichung von Entschädigungszahlungen bei temporären Netzengpässen. Hinzu kämen eine vorgesehene Begrenzung der Einspeiseleistung, geplante Netzentgelte für die Einspeisung von Solarstrom sowie zusätzliche kommunale Abgaben.

Neue Auflagen machen Solarstrom teurer

„Solaranlagen sind ein Kostensenker der Energiewende. Wer sie mit neuen Abgaben und Auflagen belastet, macht Strom nicht günstiger, sondern teurer“, sagt Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des BSW-Solar. Der Verband fordert die Mitglieder des Bundestages auf, die Gesetzentwürfe grundlegend zu überarbeiten. Insbesondere sollten neue regulatorische Marktbarrieren und zusätzliche Kosten für Solarparks vermieden werden.

Eine zentrale Rolle spielt dabei der Gebotshöchstwert in den Solarpark-Ausschreibungen. Dieser liegt derzeit gesetzlich bei 5,9 Cent/kWh. Nach Einschätzung des Verbands könnte dieser Wert unter den geplanten zusätzlichen Belastungen für die Mehrzahl künftiger Solarparkprojekte zu einer Finanzierungshürde werden.
 Falls die Bundesregierung an den geplanten Maßnahmen festhält, müsse der Gebotshöchstwert deshalb auf 7,5 Cent/kWh angehoben werden. Andernfalls könnten sich weniger Projekte an den Ausschreibungen beteiligen, was aus Sicht des Verbandes auch den Wettbewerb beeinträchtigen würde.

BSW warnt vor regionalen Nachteilen

Kritisch sieht der BSW-Solar speziell den geplanten sogenannten Redispatch-Vorbehalt. Danach könnten neue Solarparks in Regionen, in denen häufiger Netzengpässe auftreten, schlechtere Förderbedingungen erhalten. Der Verband befürchtet, dass dadurch in großen Teilen Deutschlands der wirtschaftliche Betrieb neuer Anlagen erschwert werden könnte.

„Es darf nicht dazu kommen, dass temporäre Netzengpässe faktisch zu solaren Sperrzonen führen“, sagt Körnig. Netzprobleme müssten stattdessen durch einen schnelleren Netzausbau, Speicher und eine intelligentere Nutzung der vorhandenen Netze gelöst werden.

Auch weitere geplante Regelungen könnten sich nach Einschätzung des BSW-Solar auf die Wirtschaftlichkeit von PV-Freiflächenanlagen auswirken. Dazu zählt der Verband die geplante Ausgestaltung von Differenzverträgen (CfD) sowie Einspeisenetzentgelte. Beide Regelungen könnten die Kosten für Bau und Betrieb von Solarparks erhöhen.

Die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen hätten sich bereits unabhängig von den geplanten Änderungen verschlechtert, erklärt der Verband. Dazu zählt der BSW-Solar steigende Kosten für Netzanschlüsse, zusätzliche Abgaben in einzelnen Bundesländern und zunehmende Erlösverluste während Phasen negativer Strompreise.

Wenn mehrere Belastungen gleichzeitig hinzukämen, könnten bislang wirtschaftliche Solarparks unrentabel werden, warnt Körnig. Das könne sowohl Projekte mit EEG-Förderung als auch Solarparks treffen, die ihren Strom ohne Förderung direkt am Markt verkaufen.

Agri-PV könnte unwirtschaftlich werden

Nach Einschätzung des BSW-Solar könnten die geplanten Änderungen auch sogenannte „Besondere Solaranlagen“ ausbremsen. Dazu gehören unter anderem Agri-PV, bei der landwirtschaftliche Nutzung und Solarstromerzeugung auf derselben Fläche kombiniert werden, sowie Moor-PV, Parkplatz-PV und schwimmende Solaranlagen.

Der Gesetzentwurf sieht nach Angaben des Verbandes vor, das bisherige eigene Ausschreibungssegment für „Besondere Solaranlagen“ abzuschaffen. Für Agri-PV und Moor-PV soll stattdessen ein Bonus von 0,5 Cent/kWh eingeführt werden. Parkplatz-PV und schwimmende Solaranlagen wären von diesem Bonus demnach nicht erfasst.

„Der vorgesehene Bonus reicht für einen breiten Markthochlauf von Agri-PV und Moor-PV nicht aus“, sagt Körnig. Da diese Anlagen aufgrund ihrer Konstruktion häufig höhere Kosten verursachten als klassische Solarparks, sollten sie nach Auffassung des BSW-Solar weiterhin ein eigenes Ausschreibungsvolumen erhalten. Ohne eine solche Regelung drohe diesen Technologien, auf Nischenanwendungen beschränkt zu bleiben. (sh)

Nach Einschätzung der Taskforce fehlt Deutschland vor allem ein verlässlicher politischer und regulatorischer Rahmen. Dazu zählen klare Ausbauziele, langfristige Perspektiven für Netzanschlüsse sowie ein stabiler Absatzmarkt. „Europa zeigt, dass Biomethan dort wächst, wo Politik Ziel, Markt und Infrastruktur zusammendenkt. Genau diese Verlässlichkeit brauchen wir jetzt auch in Deutschland“, sagte Bengt Bergt, Sprecher der „Biomethan Taskforce“.

40 Prozent Biogas im Netz

Als Beispiele für unterschiedliche Ansätze verwies die Initiative auf Frankreich, Dänemark und die Niederlande. In Dänemark deckt Biogas inzwischen knapp 40 Prozent des Gasverbrauchs. Frankreich kombiniert Ausbauziele mit einer Biomethanquote und einem gesetzlich verankerten Anspruch auf Netzeinspeisung. Das Land verfügt damit nach Angaben der Taskforce derzeit über die höchste Biomethanproduktion in Europa.

Die Niederlande setzen dagegen auf die Weiterentwicklung ihrer bestehenden Gasinfrastruktur. Das Land will diese gezielt für grüne Gase nutzen, anstatt sie vollständig zurückzubauen. Auch die Ukraine könnte nach Einschätzung der Taskforce künftig zur europäischen Biomethanversorgung beitragen. Das Land verfüge über erhebliche Produktionspotenziale. Eine stärkere Nutzung könnte zugleich zur Stabilisierung des ukrainischen Energiesystems beitragen.

Gemeinsam sei den verschiedenen Ansätzen, dass Produktion, Nachfrage und Infrastruktur aufeinander abgestimmt würden. „Unsere europäischen Nachbarn zeigen, dass der Hochlauf keine Frage des Potenzials ist, sondern der politischen Verlässlichkeit“, sagte Bergt. Während Produzenten in Frankreich mit einem gesicherten Netzzugang planen könnten, sei in Deutschland teilweise unklar, ob ein Netzanschluss langfristig erhalten bleibe.

Deutsches Potenzial erschließen

Dabei verfügt Deutschland selbst über erhebliche Mengen an Biogas. Nach Angaben der Taskforce verbrauchte Deutschland 2025 insgesamt 864 Milliarden kWh Gas. Dem standen 12,3 Milliarden kWh heimische Biomethaneinspeisung gegenüber. Gleichzeitig erzeugten deutsche Anlagen bereits rund 100 Milliarden kWh Biogas, das überwiegend vor Ort zur Stromerzeugung eingesetzt wird.

Für einen Teil dieser Anlagen endet in den kommenden Jahren die Förderung. Eine Aufbereitung des Biogases zu Biomethan und die anschließende Einspeisung in das Gasnetz könnten dann eine wirtschaftliche Option sein. Voraussetzung dafür sei allerdings ein gesicherter Netzanschluss. „Die Mengen an Biomethan sind vorhanden, erreichen den Markt allerdings nicht“, sagte Bergt.

Die Taskforce warnt deshalb vor einem Rückbau von Gasnetzen, ohne die künftige Rolle von Biomethan zu berücksichtigen. Infrastruktur, die heute stillgelegt werde, stehe später nicht mehr für ein klimaneutrales Energiesystem zur Verfügung. „Aufgrünung statt Rückbau muss die Devise sein“, forderte Bergt mit Blick auf die Erfahrungen in den Nachbarländern.

Verbindliches Ziel nötig

Für Deutschland fordert die Initiative einen verbindlichen Zielpfad für Biomethan. Dazu gehören aus ihrer Sicht langfristige Perspektiven für die Produktion und den Netzanschluss sowie ein verlässlicher Absatzmarkt. Konkret schlägt die Taskforce eine Netzanschlusssicherheit von mindestens 20 Jahren auch für Neuanlagen vor.

Darüber hinaus sollen nach Vorstellung der Initiative strategische Biomethan-Eignungsgebiete entstehen. Dort sollen verlässliche und wirtschaftlich tragfähige Regeln für Netzanschlüsse, Kostenteilung und notwendige Netzverstärkungen gelten. Auch die geplante Grüngasquote könne den Markt unterstützen.

Parallel dazu müssten die Regeln für Einspeisung, Handel und Nachweisführung so gestaltet werden, dass sich ein liquider Biomethanmarkt in Deutschland und Europa entwickeln kann. Ziel sei es, heimische Produktion stärker mit europäischen Potenzialen zu verbinden.

Auch der stellvertretende Vorsitzende der CDU/CSU-Bundestagsfraktion, Sepp Müller, verwies bei der Konferenz auf die energiepolitische Bedeutung von Biomethan. Neben der Versorgungssicherheit seien die heimische Wertschöpfung und die Bedeutung des Energieträgers für den ländlichen Raum relevant.

Die Biomethan Taskforce ist eine Initiative des Verbandes Deutschen Gas- und Wasserstoffwirtschaft (DGWW). (sh)

Daher hat der CDU-Politiker und Berichterstatter für den Emissionshandel im Europäischen Parlament in seinem Entwurf einige Änderungen am Kommissionsvorschlag vorgeschlagen. Er begründet seine Pläne mit dem sehr hohen Tempo in den Klimazielen bis 2030, die eine CO2-Reduktion von 55 Prozent gegenüber 1990 vorsehen, und mit dem neuen 2040-er Ziel von 90 Prozent. Diese Klimaziele seien „sehr ehrgeizig“ und schwer zu erreichen, erklärte Liese während eines Online-Pressegesprächs am Freitag mit Journalisten.

Konkret will Liese den linearen Reduktionsfaktor, mit dem CO2-Zertifikate vom Markt genommen werden, zunächst weiter abschwächen, um ihn später dann weiter zu erhöhen. Dieser sollte der Kommission zufolge ab 2031 von 4,3 Prozent auf 3,7 gesenkt werden und auf 1,7 Prozent für den Zeitraum 2036 bis 2040. Liese fordert in seinem Berichtsentwurf für das EU-Parlament nun eine stärkere Senkung des Reduktionsfaktors auf 3,4 Prozent, in der zweiten Phase aber einen höheren Faktor von 2,3 Prozent. Damit wäre die Entlastung in der ersten Hälfte größer, in der zweiten jedoch geringer. Mit dieser Entzerrung hätte die Industrie mehr Zeit, in klimaneutrale Technologien zu investieren.

„Konditionalisierung“ nur für zusätzliche Zertifikate

Auch beim Ausstieg aus der kostenlosen Zuteilung von CO2-Emissionsrechten an energieintensive Industrieunternehmen wie etwa aus der Stahl-, Chemie- und Metallbranche schlägt Liese eine weitere Verlangsamung vor. Demnach sollen Unternehmen 2030 noch 70 Prozent der freien CO2-Zertifikate erhalten statt der heute geltenden 51,5 Prozent. Nach dem Fahrplan der Kommission sollten diese Zertifikate 2037 auslaufen statt 2034. Liese fordert ein weiteres Jahr freie Zuteilung bis 2038.

Darüber hinaus soll die sogenannte Konditionalisierung – also die kostenlose Zuteilung nur unter der verbindlichen Auflage (Kondition), in Dekarbonisierung zu investieren – ab 2031 nur für ein Drittel der Zertifikate gelten und schrittweise bis 2035 erhöht werden. Liese schlägt nämlich vor, dass die Konditionalität nur für zusätzlich ins System eingespeiste freie Zertifikate gelten soll. Die Kommission hatte die Konditionalisierung für alle kostenlos zugeteilten Emissionsrechte gefordert.

Auch will der CDU-Politiker viel klarer als die EU-Kommission regeln, dass die Industrie von Klimaschutzprojekten in Drittstaaten außerhalb der EU profitieren kann. Nach dem Willen der Kommission sollten ab 2036 bis zu zwei Prozent internationale Gutschriften angerechnet werden können. Um die Industrie weiter zu entlasten, werden die EU-Staaten in Lieses Entwurf stärker in die Pflicht genommen. Die Mitgliedstaaten sollen künftig 75 Prozent der Einnahmen aus dem Emissionshandel in Dekarbonisierungsprojekte investieren. Im Vergleich dazu sah der Kommissionsentwurf 50 Prozent vor.

Liese appellierte an die anderen Fraktionen im EU-Parlament, seinem Bericht zuzustimmen. Er muss jetzt nach Mehrheiten suchen, um schnell in Verhandlungen mit den EU-Regierungen zu treten und die ETS-Reform bis Jahresende abzuschließen. Bei den Grünen stößt er dabei auf rege Kritik. „Der Hitzesommer ist kaum vorbei, da will die CDU schon wieder mehr CO2 in die Luft lassen“, kommentierte der Grünen-Abgeordnete Michael Bloss den Berichtsentwurf von Liese. „Der Vorschlag der Konservativen verschiebt die Reduktion nach hinten, aber keine einzige Tonne verschwindet dadurch“, führte Bloss aus.

Obwohl sie gar nicht an der großangelegten Fahndung beteiligt waren, haben die beiden Autobahnpolizisten das Versteck des Tatverdächtigen gefunden und ihn verhaftet. Einer der beiden Beamten hat sogar seine Bodycam eingeschaltet. Die Deutsche Presse-Agentur konnte die Aufnahmen anschauen. Sie zeigen, wie die beiden jungen Beamten der Spur im Gras folgen und im Gebüsch rund 200 Meter neben dem Weg auf einen Mann stoßen. Ein Polizist zieht seine Pistole, fordert den Mann auf, sich auf den Boden zu legen. Der leistet keinen Widerstand und folgt allen Anweisungen. Sofort habe er zugegeben, der Gesuchte zu sein, berichten die Beamten später. Dann klicken die Handschellen. 

Tagelang hatten die Angriffe auf das Stromnetz in Nordrhein-Westfalen, Brandenburg und Sachsen für Schlagzeilen in den Medien und einen Großeinsatz der Polizei gesorgt. In einem Gebüsch etwa 800 Meter neben dem Kraftwerk Weisweiler bei Aachen endete die Fahndung nun. 

Zelt stand gut getarnt in einem Gebüsch 

Die Aufnahme der Bodycam schwenkt zur Seite. Man sieht ein Zelt, das der 48-Jährige getarnt in einem Gebüsch aufgebaut hat. Die Polizei hatte das Gelände mit Hubschraubern und Drohnen abgeflogen - aber durch die gute Tarnung sei das Zelt aus der Luft nicht zu sehen gewesen, erklärt Einsatzleiter Frank Wißbaum auf Anfrage der Deutschen Presse-Agentur. 

Obwohl der 48-Jährige sein Aussehen stark verändert habe, seien die Polizei-Experten schnell sicher gewesen, dass es sich tatsächlich um den tagelang gesuchten Tatverdächtigen handelt. 

„Die beiden jungen Kollegen haben das kriminalistisch richtig gut gemacht“, lobt Wißbaum. Bis zu 1.700 Einsatzkräfte waren mehrere Tage lang für die Fahndung nach dem 48-Jährigen eingesetzt. 

Fahndung war ein Puzzlespiel für die Polizei 
Wißbaum steuerte den Großeinsatz aus dem Kölner Polizeipräsidium. Immer wieder hätten er und seine Kollegen im Führungsstab überlegt, mit was für einem Täter sie es zu tun haben und wie sie ihm auf die Spur kommen. 

Vieles habe nicht zueinander gepasst, erzählt der Einsatzleiter rückblickend: Da waren zum einen die Tatorte, an denen der 48-Jährige mit Hilfe selbst gebauter Raketen dünne Drähte über Hochspannungsleitungen geschossen haben soll, um sie kurzzuschließen: Sie lagen einerseits in Brandenburg und Sachsen und andererseits im Rheinischen Braunkohlerevier. Dazwischen liegen mehr als 700 Kilometer Strecke. Das sei eher untypisch für einen Einzeltäter. 

Hinzu kamen die Bekennerschreiben, die der mutmaßliche Täter mit Klarnamen unterschrieben an mehrere Medien verschickt hatte. „Ein solches Vorgehen ist schon sehr selten. Uns war klar: Der Täter wollte erkannt und gefunden werden“, erzählt Wißbaum. „Aber warum?“ 

Spur führte in den Hambacher Forst 
Die Polizisten entwickelten Täterprofile und stellten verschiedene Hypothesen auf, was der 48-Jährige als Nächstes vorhaben könnte. Eine dieser Thesen war, dass sich der Mann der Szene der Klimaschützer im Hambacher Forst anschließen könnte. In dem Wald, der vor Jahren von Klima-Aktivisten im Kampf gegen die Braunkohle-Verstromung besetzt worden war, leben bis heute einige Personen in Baumhäusern. 

Dazu passte, dass die Beamten am Freitag ganz in der Nähe den auffälligen Camping-Lastwagen fanden, mit dem der 48-Jährige zuvor unterwegs war. „Er hat das Auto nicht versteckt, er hat es regelrecht dort auf dem Parkplatz drapiert. Auch das hat uns wieder gezeigt: Er will die Aufmerksamkeit auf sich ziehen“, berichtet Wißbaum. 

Das war der Grund, weshalb am vergangenen Wochenende mehrere Hundertschaften den Hambacher Forst durchkämmten. Doch den 48-Jährigen fanden sie dort nicht. Den nächsten konkreten Hinweis auf den Gesuchten habe es am vergangenen Montag gegeben, als neue Abschussvorrichtungen am Kraftwerk Weisweiler bei Aachen auftauchten - zusammen mit einem dritten Bekennerbrief. Darin habe der 48-Jährige auf mehrere aktuelle Entwicklungen, auf Medienberichte und die Ermittlungen Bezug genommen. „Da war klar: Er hat alles mitgelesen. Wir wurden von ihm quasi auf Schritt und Tritt verfolgt.“ 

Weil die Beamten davon ausgingen, dass der 48-Jährige nun nicht mehr motorisiert unterwegs war, konzentrierte sich die Fahndung von Montag an auf den Bereich rund um das Kraftwerk Weisweiler. Am Montagabend gegen 21 Uhr, noch während des laufenden Polizeieinsatzes, habe plötzlich eine weitere Rakete gezündet. Sie habe die Hochspannungsleitung, auf die sie gerichtet war, aber nicht erreicht und keinen Schaden verursacht, sagt Wißbaum.

Im Mittelpunkt der Kritik steht die geplante Zusammenarbeit des französischen Anlagenbetreibers ANF mit dem russischen Staatskonzern Rosatom. BUND-Vorsitzender Olaf Bandt sieht darin sicherheits- und außenpolitische Risiken. „Atomare Infrastruktur in Deutschland darf nicht zum Einfallstor für russische Staatsinteressen werden“, erklärte Bandt. Nach Angaben des Verbandes sollen sowohl in der Fertigung als auch bei Teilen der Qualitätskontrolle von Rosatom gelieferte Maschinen eingesetzt werden.

Der BUND kritisiert zudem das Genehmigungsverfahren. Nach Auffassung der Landesvorsitzenden in Niedersachsen, Susanne Gerstner, entspricht die Umweltverträglichkeitsprüfung nicht den rechtlichen Anforderungen. Die Vorprüfung sei lückenhaft gewesen und habe auf veralteten Unterlagen basiert. Zudem sei die Beteiligung Rosatoms in den Antragsunterlagen nicht vollständig offengelegt worden. „Damit hat der französische Betreiber der Brennelementefabrik ANF aus Sicht des BUND gegen geltendes Recht verstoßen und der Öffentlichkeit wichtige Informationen vorenthalten“, sagte Gerstner.

Auch die mit der Genehmigung verbundenen Auflagen reichen den klagenden Organisationen nicht aus. Bettina Ackermann, Referentin für Atompolitik von Ausgestrahlt, verwies auf aus ihrer Sicht bestehende Risiken bis hin zu Spionage und Sabotage: „Wie sollen Auflagen Sicherheitsbedenken ausräumen, wenn der Partner selbst das Problem ist?“ Die Kläger fordern Landes- und Bundesregierung auf, die Genehmigung zu widerrufen.

Rechtsgutachten im Auftrag des Bundesumweltministeriums

Das niedersächsische Umweltministerium hatte den atomrechtlichen Antrag der Advanced Nuclear Fuels GmbH (ANF), die zum französischen Framatome-Konzern gehört, genehmigt, im Brennelementwerk Lingen künftig auch Brennelemente für Reaktoren russischer Bauart (VVER) herzustellen. Die Genehmigung steht unter umfangreichen Auflagen und betrifft die Zusammenarbeit mit dem russischen Staatskonzern Rosatom beziehungsweise dessen Tochter TVEL.
 Ein ursprünglich in Deutschland geplantes Gemeinschaftsunternehmen mit der Rosatom-Tochter für die Lizenzfertigung von Brennelementen für Reaktoren russischer Bauart wurde nach dem Beginn des russischen Angriffskrieges auf die Ukraine nicht realisiert. Stattdessen gründeten Framatome und TVEL ein Joint Venture in Frankreich. In dessen Auftrag soll nun die Fertigung in Lingen erfolgen.

Das Bundesumweltministerium (BMUKN) hatte in einer Mitteilung im Juli dieses Jahres betont, atomrechtliche Entscheidungen seien nach Recht und Gesetz zu treffen. Lägen die gesetzlichen Genehmigungsvoraussetzungen vor und könnten verbleibende Risiken durch geeignete Maßnahmen und Auflagen ausreichend begrenzt werden, müsse die Genehmigung erteilt werden. Sollten sich künftig neue Erkenntnisse zu Risiken oder eine veränderte Sicherheitslage ergeben, könne die Genehmigungsbehörde mit weiteren Auflagen reagieren.

Die Genehmigung enthält zahlreiche Sicherheitsauflagen. So dürfen Mitarbeiter von Rosatom oder TVEL die Anlage grundsätzlich nicht betreten. Ausnahmen sind nur nach einer besonderen Zuverlässigkeitsprüfung, im Vier-Augen-Prinzip und mit Zustimmung der Aufsichtsbehörde möglich. Zudem werden ein Zugriff russischer Beschäftigter auf IT-Systeme ausgeschlossen, die Trennung der IT-Infrastruktur vorgeschrieben sowie zusätzliche Prüfungen von Hard- und Software verlangt. Auch eine enge Zusammenarbeit mit dem Verfassungsschutz gehört zu den Auflagen.

Nach Auffassung des Bundesumweltministeriums kann das Atomrecht eine Kooperation mit Rosatom nicht grundsätzlich untersagen. Hierfür wären vielmehr EU-weite Sanktionen gegen den Nuklearsektor erforderlich. Für solche Sanktionen gebe es bislang keine Mehrheit unter den Mitgliedstaaten.

In einem vom BMUKN beauftragten Gutachten kam Gerhard Roller, Professor für Öffentliches Recht an der Frankfurt University of Applied Sciences, zu dem Ergebnis, dass Belange der inneren und äußeren Sicherheit grundsätzlich in die Entscheidung der Landesregierung einbezogen werden können. Zugleich empfiehlt er, zunächst zu prüfen, ob mögliche Risiken durch geeignete Nebenbestimmungen ausreichend begrenzt werden können, bevor eine Genehmigung versagt wird. (fw)

Acer mit Sitz im slowenischen Ljubljana unterstützt die Zusammenarbeit der nationalen Regulierungsbehörden. Die Agentur soll insbesondere zum Funktionieren und zur Integration der europäischen Strom- und Gasmärkte beitragen. In Deutschland arbeitet sie dabei vor allem mit der Bundesnetzagentur zusammen.

Lessenich verfügt nach Acer-Angaben über mehr als 20 Jahre Erfahrung in der europäischen Energie- und Wettbewerbspolitik. Seit 2021 leitet er bei der Generaldirektion Energie (DG Energy) der EU-Kommission das Referat für den Energiebinnenmarkt. Zuvor hatte er leitende Positionen in der Generaldirektion Wettbewerb (DG Competition) inne. Zu Beginn seiner beruflichen Laufbahn arbeitete Lessenich als Rechtsanwalt. Der Deutsche promovierte an der Universität Bonn in Rechtswissenschaften und erwarb zudem einen Master of Laws (LLM) an der Universität Cambridge. Der Verwaltungsrat von Acer wählte Lessenich nach einem offenen Auswahlverfahren aus.

Der genaue Amtsantritt von Lessenich steht noch nicht fest. Acer teilte am 10. September mit, dass der Termin „in Kürze“ bekannt gegeben werde. Bis dahin bleibt Volker Zuleger kommissarischer Direktor. Er hatte die Leitung nach dem Ausscheiden des bisherigen Direktors Christian Zinglersen übernommen. Zinglersen ist bereits im Oktober 2025 vorzeitig auf eigenen Wunsch bei Acer ausgeschieden, weil er zur Europäischen Investitionsbank (EIB) gewechselt ist. (sag)

In dem Schreiben fordert Westnetz die Unternehmen auf, die Kontaktdaten eines Ansprechpartners zu aktualisieren, der im Krisenfall kurzfristig erreichbar ist. Als Grund nennt der Netzbetreiber mögliche Versorgungsengpässe. „Durch die Verkettung witterungsbedingter, wirtschaftlicher, politischer und weiterer unvorhersehbarer Faktoren“ könnten bei der Gasversorgung „Engpässe eintreten“, zitiert das Handelsblatt aus der E-Mail.

Das Schreiben ist allerdings keine grundsätzlich neue Maßnahme. Ein Westnetz-Sprecher erklärte dieser Redaktion, dass es sich um eine Routinemaßnahme handle. Das Unternehmen habe bis einschließlich 2024 jährlich entsprechende Schreiben verschickt habe. 2025 habe Westnetz darauf verzichtet. Hintergrund war, dass die seit Beginn des Ukraine-Krieges geltende Alarmstufe des Notfallplans Gas aufgehoben worden war. Nun fragt Westnetz die Kontaktdaten seiner Kunden wieder ab.

Erinnerungen werden wach

Der Vorgang erinnert damit an die Energiekrise 2022. Damals hatten sich Netzbetreiber auf den Fall vorbereitet, dass der Gasverbrauch bei einer Mangellage reduziert werden muss. Westnetz kann bei einer Engpasssituation von nicht geschützten Kunden kurzfristig eine Absenkung des Erdgasbezugs verlangen oder diese vorübergehend abschalten. Haushaltskunden und andere geschützte Verbraucher genießen dagegen einen besonderen Schutz.

Laut Handelsblatt wächst auch bei Industrieunternehmen die Aufmerksamkeit für die Versorgungslage. Der Chemiekonzern Covestro erklärte, man sehe als Industrieunternehmen „ein gewisses Risiko für die Gasversorgung über den Winter“. Unternehmen ließen dem Bericht zufolge zudem von Juristen prüfen, wie sie im Fall einer Mangellage ihre Bedeutung für die Versorgung geschützter Kunden belegen können. (sag)

Das Netzanschlusspaket soll die Verfahren an die steigende Anschlussnachfrage anpassen und knappe Kapazitäten effizienter nutzen. Zugleich soll der Ausbau von Erzeugungsanlagen, Netzen, Speichern und Verbrauchern stärker am Nutzen für das Energiesystem ausgerichtet werden. E-Bridge hat die beiden Analysen am 10. September veröffentlicht.

Sieben Kriterien für Anschlussbegehren

Nach Angaben von E-Bridge führen insbesondere Batteriespeicher, Rechenzentren sowie die zunehmende Elektrifizierung von Industrie, Wärmeversorgung und Verkehr zu einer wachsenden Konkurrenz um Netzanschlüsse. In vielen Netzgebieten übersteigt die Nachfrage die verfügbaren Kapazitäten. Die Vergabe müsse deshalb transparent, diskriminierungsfrei und nachvollziehbar erfolgen.

Das BMWE sieht dafür im Netzanschlusspaket einen Rahmen für die Priorisierung von Anschlussbegehren vor. Netzbetreiber sollen bei konkurrierenden Anfragen künftig zusätzliche Kriterien berücksichtigen können, anstatt die Anschlüsse ausschließlich nach dem Windhundprinzip zu vergeben.

E-Bridge hat den vom BMWE vorgeschlagenen „Werkzeugkasten“ mit sieben Priorisierungskriterien fachlich analysiert und anhand von Anwendungsbeispielen aus der Netzpraxis erläutert. Die Kriterien sollen abhängig von Netzebene, regionaler Situation und Art der Anschlusskonkurrenz eingesetzt werden können. Ziel sei es, knappe Anschlusskapazitäten stärker nach systemischen Gesichtspunkten zu vergeben.
 
Engpässe konzentrieren sich auf Hotspots

Für ein weiteres Instrument des Netzanschlusspakets hat E-Bridge gemeinsam mit dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und 21 Hochspannungsnetzbetreibern rund 3.000 Umspannwerke untersucht. Die Auswertung soll eine deutschlandweit konsistente Datengrundlage für eine regionale Steuerung des Ausbaus erneuerbarer Energien liefern.

Das geplante Instrument soll Anreize schaffen, neue Erzeugungsanlagen bevorzugt dort zu errichten, wo ausreichend Netzkapazität vorhanden ist und der erzeugte Strom weitgehend ohne Abregelung aufgenommen werden kann. Damit sollen Netz- und Erneuerbaren-Ausbau stärker aufeinander abgestimmt werden.

Die Untersuchung zeigt laut E-Bridge, dass sich Kapazitätsbegrenzungen auf vergleichsweise wenige regionale Gebiete konzentrieren. Rund sechs Prozent der untersuchten Umspannwerke seien für Windenergie kapazitätslimitiert. Bei Photovoltaik liege der Anteil bei rund fünf Prozent.

Gleichzeitig haben diese Netzgebiete eine hohe Bedeutung für den Redispatch. Nach den Ergebnissen entfallen rund 72 Prozent des zusätzlichen Redispatch-Bedarfs auf die identifizierten Gebiete. Daraus leitet E-Bridge ab, dass ein regional ausgerichtetes Steuerungsinstrument gezielt dort ansetzen könne, wo Netzengpässe besonders relevant sind.

Erneuerbare Anlagen oft nicht betroffen

Der überwiegende Teil des Ausbaus erneuerbarer Energien wäre demnach von einer solchen Steuerung nicht betroffen. Nach Einschätzung von E-Bridge könnten die Anreize dazu beitragen, erneuerbare Erzeugung besser in das bestehende Netz zu integrieren und Redispatch-Mengen zu reduzieren. Dadurch könnten auch Systemkosten und damit verbundene CO2-Emissionen sinken.

„Das Netzanschlusspaket schafft einen neuen Rahmen, um den Ausbau von Netzen, Erzeugungsanlagen, Speichern und Verbrauchern besser aufeinander abzustimmen“, erläutert Henning Schuster, Geschäftsführer von E-Bridge Consulting. Die Aufgabe seines Unternehmens habe darin bestanden, dafür belastbare fachliche Grundlagen zu erarbeiten.

Die Analysen zeigten, dass sowohl transparente Priorisierungskriterien als auch die gezielte Berücksichtigung struktureller Netzengpässe dazu beitragen könnten, Anschlusskapazitäten effizienter zu nutzen und die Integration erneuerbarer Energien zu verbessern, erklärte Schuster.

Beide E-Bridge Analysen stehen als Hintergrundpapiere zum Download bereit. (sh)

Zur Begründung verweisen die Stadtwerke auf die geopolitischen Spannungen im Nahen Osten und damit verbundene Risiken für wichtige Energietransportwege, die niedrigeren Gasspeicherstände in Europa und die weltweit hohe Nachfrage nach Flüssigerdgas (LNG). „Das länger anhaltende höhere Preisniveau wirkt sich inzwischen jedoch auch auf unsere Beschaffungskosten aus“, schreibt das kommunale Unternehmen.

Ähnlich der Preisaufschlag in Schwäbisch Hall. „In der Erdgas-Grundversorgung steigt der Brutto-Verbrauchspreis je nach Jahresverbrauch um rund 1,75 bis 2,16 Cent pro Kilowattstunde“, teilen die dortigen Stadtwerke mit. Im Tarif Premium Erdgas Plus kommen „rund 1,39 bis 1,63 Cent pro Kilowattstunde“ obendrauf. Die Grundpreise ändern sich in beiden Tarifen nicht. Erdgas in der Grundversorgung kostet derzeit brutto 12,29 Cent/kWh (Jahresverbrauch von 40.001 bis 70.000 kWh). Der Grundpreis liegt bei 15,47 Euro pro Monat.

Teurer wird es auch für Bestandskunden in Neckargemünd. Zum April hatte der lokale Versorger den Arbeitspreis in der Grundversorgung gesenkt. Die vorausschauende Beschaffungsstrategie habe die jüngsten geopolitisch bedingten Entwicklungen an den Beschaffungsmärkten aber nur teilweise auffangen können. „Bei einem Jahresverbrauch von 18.000 Kilowattstunden erhöht sich der Arbeitspreis nun zum 1. Oktober um 0,94 Cent/kWh brutto von 13,80 auf 14,74 Cent/kWh“, schreiben die Stadtwerke auf ihrer Website.

„Lage zurzeit ruhig“

Nach Angaben von Verivox halten die allermeisten Versorger die Füße noch still. „Bei der Gasgrundversorgung ist die Lage zurzeit ruhig“, sagt ein Sprecher des Vergleichsportals gegenüber der Redaktion. Insgesamt zähle man zum Oktober fünf Preiserhöhungen. Und es handle sich um kleinere Stadtwerke. Im Schnitt betrage der Preisanstieg 5,5 Prozent, so der Verivox-Sprecher. Doch das scheint nur der Anfang der Entwicklung. „Wir rechnen mit einem deutlichen Anstieg zum Jahreswechsel.“

Wie für 2027 kalkuliert wird, zeigt etwa ein Blick nach Halle. Wie das Portal „Du bist Halle“ meldet, müssen sich Verbraucher dort ab 1. Januar auf kräftige Preiserhöhungen einstellen. Die Energieversorgung Halle (EVH) prüfe derzeit, „günstigere Gasreserven aus früheren Einkaufskontingenten vorzeitig einzusetzen“, heißt es. Ziel sei es, den Preisanstieg unter der Marke von 30 Prozent zu halten. 

Die günstigsten Neukunden-Angebote im bundesweiten Mittel bei Verträgen mit Preisgarantie liegen laut Verivox aktuell bei 12 Cent/kWh (Jahresverbrauch: 20.000 kWh). Im Sommer habe dieser Wert bei 9,2 Cent gelegen, im April, als der Irankrieg auf einen Höhepunkt zusteuerte, bei knapp 11 Cent/kWh.

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft beziffert den durchschnittlichen Erdgaspreis für Haushalte mit 20.000 kWh in seiner September-Analyse auf 13,0 Cent/kWh. Das ist der höchste Wert seit April 2023. Damals galten die Preisbremsen der Bundesregierung. Die Gaspreisbremse begrenzte den Preis für 80 Prozent des prognostizierten Jahresverbrauchs auf 12 Cent/kWh. Die Regelung lief Ende 2023 aus. (mf)

Forschende des Fraunhofer-Instituts für Fertigungstechnik und Angewandte Materialforschung (IFAM) haben deshalb die dynamische Impedanzspektroskopie für den Einsatz während des laufenden Betriebs weiterentwickelt. Das Verfahren soll den inneren Zustand von Elektrolyseuren und Brennstoffzellen kontinuierlich erfassen und Veränderungen frühzeitig sichtbar machen.

Bisherige Verfahren wie die klassische Impedanzspektroskopie setzen laut Fraunhofer IFAM einen möglichst stationären Betriebszustand voraus. Dafür müssen Anlagen teilweise aus dem regulären Betrieb genommen werden. Die Messungen bilden damit wechselnde Betriebsbedingungen nur eingeschränkt ab und verursachen zusätzlichen Zeitaufwand. Die dynamische Variante arbeitet dagegen während des laufenden Prozesses. 

Frequenzabhängige Messung

Die frequenzabhängige Messung erlaubt Rückschlüsse auf unterschiedliche Vorgänge innerhalb eines elektrochemischen Systems. Dazu zählen etwa die Reaktionen an den Elektroden, der Ionentransport durch die Membran, elektrische Kontaktwiderstände und der Transport der beteiligten Stoffe. Veränderungen in den einzelnen Frequenzbereichen können dadurch auf unterschiedliche Alterungs- oder Störungsmechanismen hinweisen.

„Mit unserer neuen dynamischen Messmethode erhalten wir erstmals aussagekräftige Daten direkt aus dem real laufenden Prozess mit deutlich höheren Stromstärken als im bisherigen Labor-Setup“, sagt Hermann Pleteit, Projektleiter am Fraunhofer IFAM. Das weiterentwickelte System kann Betriebsströme bis 30 Ampere mit dem Messsignal überlagern. Steigt beispielsweise ein bestimmter Widerstandsanteil, kann dies laut Fraunhofer IFAM auf verschlechterte Elektrodenreaktionen, Korrosion oder nachlassende elektrische Kontakte hindeuten. Veränderungen im Phasenverhalten können dagegen auf Membranverschleiß, Probleme im Wasserhaushalt oder einen eingeschränkten Stofftransport hinweisen. Über den zeitlichen Verlauf der Messwerte lässt sich zudem die Alterung eines Systems verfolgen.

KI-basierte Auswertung

Eine integrierte Online-Datenverarbeitung berechnet die zeitliche Entwicklung der Impedanz und stellt die Ergebnisse unmittelbar dar. Nach Angaben des Fraunhofer IFAM lassen sich die Messdaten mit KI-basierten Modellen auswerten. Diese sollen berücksichtigen können, wie sich veränderte Umgebungsbedingungen wie Druck- und Temperaturschwankungen oder unterschiedliche Materialzusammensetzungen auf die Messergebnisse auswirken.

Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der Einbindung des Diagnosesystems in die Anlagensteuerung. Betreiber könnten die Daten beispielsweise in ein Energie-Management-System integrieren und dadurch kontinuierliche Informationen über den aktuellen Zustand der Anlagen erhalten. Der sogenannte State of Health soll dabei unter anderem Hinweise auf beginnende Degradationsprozesse liefern.

Wartungsintervalle anpassen

Auf dieser Grundlage könnten Betreiber Wartungsintervalle vorausschauend planen und Betriebsstrategien anpassen. Das gilt beispielsweise für PEM-Brennstoffzellen und alkalische Elektrolyseure. Früh erkannte Veränderungen sollen dazu beitragen, Komponenten gezielter zu warten und ungeplante Stillstände zu vermeiden.

Als möglichen Anwendungsfall nennt das Fraunhofer IFAM die frühzeitige Erkennung einer Katalysatordegradation. Auch andere Ursachen für Leistungsverluste könnten sich über die Messdaten voneinander unterscheiden lassen. Damit soll die Methode nicht nur eine Zustandsüberwachung, sondern auch eine gezieltere Fehlerdiagnose ermöglichen.

„Anstatt erst zu reagieren, wenn die Anlage bereits steht, können wir Wartungsarbeiten exakt voraussagen und teure Ausfallzeiten vermeiden“, sagt Pleteit. Nach Einschätzung des Forschers kann die Technologie damit dazu beitragen, die Lebensdauerkosten von Wasserstoffsystemen zu senken und deren Betrieb an wechselnde Bedingungen anzupassen.

Die Fraunhofer-Diagnosemethode für Elektrolyseure und Brennstoffzellen steht im Internet bereit. (sh)

Die Eigenverwaltung der PV Werk GmbH werde von Sanierungsexperten der Pluta Rechtsanwalts GmbH begleitet, heißt es in der Mitteilung. Bernd Richter wurde als Generalhandlungsbevollmächtigter eingesetzt. Er arbeitet gemeinsam mit Geschäftsführer Florian Gösch sowie Jakob Weyres-von Levetzow und Ingo Thurm an der Sanierung.

PV Werk ist eine Schwestergesellschaft der Enerparc AG, die ebenfalls seit dem 7. September unter vorläufiger Insolvenzverwaltung steht (wir berichteten). Nach Angaben von Pluta ist die Insolvenz der Schwestergesellschaft der Hintergrund für den Antrag auf Eigenverwaltung.

Während Enerparc Solarparks entwickelt und betreibt, übernimmt PV Werk insbesondere deren Errichtung und zuletzt auch die Installation von Batteriespeichern. Das 2011 gegründete Unternehmen hat bislang mehr als 500 Solarparks mit einer Gesamtleistung von mehr als 5.500 MW realisiert. Rund 60 Beschäftigte arbeiten für PV Werk. Ihre Gehälter seien für drei Monate über das Insolvenzgeld gesichert.

Geschäftsbetrieb läuft weiter

Nach Angaben von Pluta läuft der Geschäftsbetrieb weiter. Im Mittelpunkt steht zunächst die Frage, welche bereits begonnenen Projekte fertiggestellt werden können. Derzeit befinden sich der Mitteilung zufolge rund 100 von Enerparc beauftragte Solarpark- und Batteriespeicherprojekte in der Bauphase. PV Werk will diese Vorhaben gemeinsam mit dem vorläufigen Insolvenzverwalter der Enerparc AG prüfen und priorisieren.

Nach Angaben der Pluta-Rechtsanwälte soll zudem ein Investorenprozess vorbereitet werden. Voraussetzung für die weitere Bearbeitung der Projekte sei eine belastbare und mit Enerparc abgestimmte Kalkulation der Fertigstellungskosten. Sachwalter Thies erklärte, die Finanzierung eines im Bau befindlichen Solarparks liege dann im Interesse der Gläubiger beider Gesellschaften, wenn das jeweilige Projekt wirtschaftlich vorteilhaft sei. Ziel sei, den Auftragsbestand nach Möglichkeit vollständig abzuarbeiten. (sag)

LC Systems gehört zum Unternehmensverbund Wenker, einem Familienunternehmen mit Sitz in Ahaus. Das Unternehmen arbeitet seit Jahrzehnten mit 2G zusammen. LC Systems entwickelt und fertigt Containerlösungen unter anderem für Energieerzeugungssysteme. Das Unternehmen deckt dabei wesentliche Fertigungsschritte selbst ab, darunter Schweißarbeiten, Montage und Lackierung.

Containerlösungen kommen unter anderem bei modular aufgebauten Energieerzeugungssystemen zum Einsatz. Nach Angaben von 2G gewinnen solche Systeme mit der zunehmenden Dezentralisierung der Energieversorgung und dem steigenden Energiebedarf an Bedeutung.

2G-Chef Pablo Hofelich verweist auf stapelbaren Containerlösungen für den Einsatz in „Data Centern und Peaker-Kraftwerken“. LC Systems liefert solche Container mit einem Gewicht von bis zu 40 Tonnen.„Dieses Know-how und diese Fertigungskompetenz sind für 2G von großer strategischer Bedeutung“, wird Hofelich in einer Mitteilung zitiert. (mf)

Die drei Unternehmen deckten bislang unterschiedliche Bereiche der Software für die Versorgungswirtschaft ab. Einsundnull konzentrierte sich vor allem auf digitale Vertriebsprozesse für Energieversorger. Mit der Software „Joules“ bietet das Unternehmen eine Software-as-a-Service-Lösung für Marketing und Vertrieb, die unter anderem Tarif- und Individualkundenvertrieb sowie die Einbindung externer Vertriebskanäle unterstützt.

IS Software ist seit 1996 im Markt und entwickelte mit „WinEV“ eine Komplettlösung für Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft. Schwerpunkte sind unter anderem Abrechnung, Marktkommunikation und Energiedatenmanagement (EDM). Hinzu kommen Kundenportale sowie Rechenzentrums- und Prozessdienstleistungen.

Die 2003 gegründete MSU Solutions richtet ihre Software ebenfalls an Energie- und Wasserversorger sowie an Wärmeversorger und Contractoren. Das Angebot umfasst unter anderem Verbrauchsabrechnung, Marktkommunikation, Finanz- und Rechnungswesen, Vertragsmanagement und technische Prozesse.

Bereits in der Vergangenheit zusammengearbeitet

Die drei Gesellschaften hatten nach Angaben von Kraftwerk bereits in den vergangenen Jahren bei Projekten und gemeinsamen Kunden zusammengearbeitet. Mit der Verschmelzung sollen diese Strukturen nun auch gesellschaftsrechtlich zusammengeführt werden. Unterauftragsverhältnisse zwischen den bisherigen Unternehmen sollen dadurch entfallen.

Die neue Kraftwerk-Software-Gruppe beschäftigt nach eigenen Angaben mehr als 400 Mitarbeitende an acht Standorten in Deutschland und betreut mehr als 700 Kunden aus der Energie-, Wasser- und Elektromobilitätswirtschaft. Im Mittelpunkt des Angebots steht eine auf Microsoft Dynamics 365 Business Central basierende Plattform, über die verschiedene Geschäftsprozesse von Versorgern auf einer gemeinsamen Datenbasis abgebildet werden sollen. Für Kunden und Geschäftspartner soll sich nach Unternehmensangaben nichts ändern. Bestehende Verträge, Konditionen und Ansprechpartner bleiben bestehen. Auch die Produktmarken „msu“, „WinEV“ und „Joules“ sowie „m8mit“ für Elektromobilität werden unter dem Dach der neuen Gesellschaft weitergeführt. (sag)

Mit der Emission will die BKW ihre Liquiditätsreserve gezielt stärken. Die Finanzierung ist Teil der Strategie „Solutions 2030“, mit der das Unternehmen unter anderem seine Produktions- und Handelsaktivitäten ausbauen will. Nach Angaben der BKW ergänzt die neue Anleihe das bestehende Fälligkeitsprofil des Konzerns und sichert langfristig Finanzierungskonditionen.

Das Unternehmen wertet die Nachfrage als Zeichen des Vertrauens des Kapitalmarkts in die BKW und die Umsetzung ihrer Strategie.

Die Liberierung der Anleihe ist für den 25. September 2026 vorgesehen. Die Emission erfolgte unter der Federführung der Commerzbank AG, der UBS AG und der Zürcher Kantonalbank. Diese Anleihe soll an der SIX Swiss Exchange kotiert werden.

Die BKW-Gruppe ist neben dem Energiegeschäft auch in den Bereichen Infrastruktur und Gebäude tätig. Nach Unternehmensangaben plant, baut und betreibt sie Energieproduktions- und Versorgungsinfrastrukturen für Unternehmen, Privatkunden und die öffentliche Hand. Zudem entwickelt die Gruppe digitale Geschäftsmodelle für erneuerbare Energien. (sh)

 
Im Jahr 2025 verzeichnete der Windenergieanlagenhersteller Siemens Gamesa Renewable Energy SA Auftragseingänge in Höhe von insgesamt rund 9,3 Milliarden Euro. Siemens Gamesa, mit Sitz in Spanien, entstand im Jahr 2017 durch die Fusion der Gamesa Corporacion Tecnoloica SA und dem Windenergie-Segment der Siemens AG.

Strom: Tendenziell seitwärts hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag präsentiert. Der Montag wurde in der Grundlast mit 223,00 Euro je Megawattstunde gehandelt. An der Börse mussten für den Montag am Berichtstag 222,00 Euro gezahlt werden.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Montag mit 14,6 Gigawatt deutlich geringer ausfallen als noch am Freitag, für den 19,4 Gigawatt erwartet wurden. Doch bereits für den Dienstag prognostizieren die Meteorologen von Eurowind eine deutlich höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung, die vor allem auf ein stärkeres Windaufkommen zurückzuführen sind. Das US-Wettermodell rechnet auch für die Tage danach mit einem etwas überdurchschnittlichen Windaufkommen in Nordwesteuropa und mit leicht überdurchschnittlichen Temperaturen.

Neben der prekären Lage am Persischen Golf, die die Preise für den Primärenergieträger Gas treibt, wird der deutsche Strommarkt laut Händlern auch durch hohe Minderkapazitäten der französischen Kernkraftwerke und ein erhöhtes französisches Strompreisniveau unterstützt.

Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr 1,56 Euro auf 131,13 Euro je Megawattstunde.

CO2: Leichter hat sich der CO2-Markt am Freitag gezeigt. Der Dec 26 verlor bis 13.38 Uhr 0,64 Euro auf 85,18 Euro je Tonne.

Händler sprachen von Gewinnmitnahmen vor dem Wochenende, nachdem es dem Dec 26 im frühen Geschäft nicht gelungen war, die Marke von 86,91 Euro zu überwinden.

Erdgas: Die europäischen Erdgaspreise haben am Freitag etwas nachgegeben. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.34 Uhr 1,089 Euro auf 80,969 Euro je Megawattstunde.

Laut den Analysten der Commerzbank dürfte der Wettbewerb um LNG-Importe weiter intensiv bleiben, sodass der europäische Gaspreis zumindest bis Jahresende auf dem derzeit hohen Niveau verharren dürfte.

Dafür spricht vor allem die eingeschränkte LNG-Versorgung aus der Golfregion: Katar ist mit Abstand der größte LNG-Produzent und -Exporteur der Region und hat seine Produktion auf ein Minimum von rund 20 Prozent der Kapazität reduziert. Daher dürfte derzeit nur eine minimale Menge LNG die Straße von Hormus passieren. Zwar ist das Umladen von LNG von Schiff zu Schiff auf offener See technisch möglich und wird etwa von sanktionierten Staaten wie Russland genutzt. Das finanzielle Risiko sowie die eng überwachte Hafeninfrastruktur an Land machen solche Transporte für die meisten Reedereien jedoch unrentabel.

Entsprechend dürfte der Erdgasmarkt auch in den kommenden Monaten deutlich weniger als der Ölmarkt vom Trend zu sogenannten Dark Transits profitieren. Hinzu kommt, dass für LNG – anders als für Öl – keine alternativen Exportwege über die Straße von Bab al-Mandab am Roten Meer oder über Pipelines direkt an den Golf von Oman zur Verfügung stehen. (cdg)