Anlass zur Bange? Aus Sicht von Sascha Grüner von der Bundesnetzagentur „blicken wir sehr positiv in den Winter“. Der Referatsleiter Gasversorgungssicherheit sprach am 23. September mit Wissenschaftlern sowie einem Händler; organisiert hatte das Esys, die Initiative „Energiesysteme der Zukunft“ der deutschen Akademien der Wissenschaften.

Grüner begründete seine entspannte Sicht damit, dass die neuen Flüssigerdgas(LNG)-Importe die sogenannten Absicherungsquoten im Vergleich zu Speichern als einzigem Sicherungssystem von 27 bis 30 Prozent der voraussichtlichen Nachfrage auf 40 bis 50 Prozent erhöht hätten. LNG macht mittlerweile (2025) fast die Hälfte der EU-Gasimporte aus. LNG-Frachter reagierten zudem, so Grüner, flexibel auf Nachfrage, genauer, auf Preissignale.
 
Warum Rehden so niedrig befüllt ist

Den niedrigen Füllstand des größten deutschen Gasspeichers Rehden bei Bremen - derzeit keine 12 Prozent - dürfe man nicht mit früher vergleichen. Rehden habe vor der Energiekrise 2021/22 nie dem Markt zur Verfügung gestanden, „jetzt aber schon“, so Grüner. Früher habe vor allem Rehden für Gazprom kurzfristige Ausfälle der Exportpipelines ausgleichen sollen, mehr nicht. Die Energiekrise habe durch „strategisches Verhalten Russlands“, Rehden vor dem Winter leerlaufen zu lassen und dann nichts mehr zu liefern, ein Mengenproblem heraufbeschworen, das es heute genauso wenig gebe wie solch strategisches Verhalten. Grüner: „Der Markt hat bisher immer funktioniert.“

Das sah Andreas Goldthau von der Uni Erfurt etwas anders: Zwar sei LNG „gottseidank etwas flexibler“ als das frühere, für Deutschland rein auf Pipelines beruhende System, und sicher kämen in naher Zukunft kanadische und argentinische Exportterminals dazu. Doch mit LNG sei Deutschland „global exponiert“, während das alte System regional gewesen sei. Die weltgrößten LNG-Exporteure sind die USA, Katar und Australien. Bei allen dreien hätten sich schon Ausfallrisiken realisiert:

• Im Falle Katars sind seit der weitgehenden Sperrung der Hauptexportroute, der Straße von Hormus, und der Zerstörung von Gasinfrastruktur fast alle LNG-Exporte ausgefallen. LNG Qatar hatte schon mehrmals gegenüber seinen Kunden höhere Gewalt ausgerufen - „das sind latente Mengenrisiken, da kann ich vorher noch so viel LNG kontrahiert haben, dann kann ich es trotzdem nicht liefern“, sekundierte Ralf Wagner von Uniper.
• In den USA haben Hurrikane mehrere Terminals im August zeitweise außer Gefecht gesetzt, umgekehrt könnte das Terminal Mukran auf Rügen einmal vereist sein, und an das Sabotagerisiko muss man laut Goldthau ebenfalls denken. Zudem hat US-Präsident Donald Trump dieser Tage einen Diesel-Exportstopp verhängt, um den einheimischen Preis zu senken; dies könnte er plötzlich auch mit LNG tun.
• Und schließlich hatte 2023 ein nur angedrohter Streik beim australischen Terminal von Chevron die europäischen Gasnotierungen in die Höhe springen lassen.

Kumulierten sich im nächsten Winter solche Ereignisse, kann es nach Goldthaus Dafürhalten schon brenzlig werden. Der Uni-Erfurt-Mann plädierte daher für die italienisch-französische Regulierung, wonach Gaslieferanten einen bestimmten Anteil ihrer kontrahierten Mengen sozusagen im Rucksack einspeichern müssen, in dem jeweiligen Land. Ralf Wagner von Uniper fragte zustimmend: „Wie viele Speicher wollen wir in unserem eigenen Land vorhalten?“ Die stark regulierten Speicher Österreichs und Ungarns seien höher befüllt.

Italienisch-französisches Modell eine „Subvention“

Ironischerweise verteidigte nun der Regulierungsbeamte Grüner den Markt gegen den privatwirtschaftlichen Trader Wagner: Das italienisch-französische Modell sei eine Subvention und verzerre den Markt. Würden alle Europäer darauf einschwenken, würden alle Lieferanten günstiger im Sommer kaufen, dann wäre die momentan vorübergehend verschwundene Preisspreizung zwischen Sommer und Winter „endgültig kaputt“ und damit der marktliche Hauptanreiz, einzuspeichern. Die deutschen Beschaffer agierten halt „kostenoptimiert“.

Ein solches Massenverhalten führe aber nicht zur Versorgungssicherheit, meinte Wissenschaftler Goldthau. Daher gewinne er Differenzverträgen (CfD) für Sommer-Winter Gas Spreads etwas ab - Netzagentur-Mann Grüner schüttelte nur den Kopf. (geo)

Die Angriffe Anfang September hätten die Bedeutung des Themas erneut deutlich gemacht. Laut Amprion war die Stromversorgung zu keinem Zeitpunkt gefährdet. Neumann verwies zugleich auf die Grenzen des physischen Schutzes der Infrastruktur. Amprion betreibt 11.000 Kilometer Höchstspannungsleitungen, die sich nicht vollständig überwachen oder absichern ließen.

Bei den Vorfällen in NRW seien Abschussvorrichtungen für raketenähnliche Geschosse außerhalb eines Betriebsgeländes eingesetzt worden. Dieser Bereich habe aufgrund von Datenschutzvorgaben nicht per Video überwacht werden dürfen, sagte Neumann. Die Erfahrungen bestätigten aus seiner Sicht die Forderungen aus einem im Juni veröffentlichten Positionspapier zur Resilienz und Sicherheit der Stromnetzinfrastruktur.

Drei Bereiche verbessern

Amprion unterscheidet dabei drei zentrale Bereiche: den Schutz der Anlagen, die Anpassungsfähigkeit des Systems und die Wiederherstellungsfähigkeit nach einem Ausfall. Zum Schutz zählt das Unternehmen unter anderem bessere Überwachungs- und Sicherungsmöglichkeiten. Bei der Anpassungsfähigkeit geht es um flexible Betriebsprozesse und ausfallfeste Kommunikationswege. Für eine schnelle Wiederherstellung seien zudem ausreichende Ersatzteile und Provisorien sowie einsatzbereite Betriebsmannschaften erforderlich.

Eine vollständige Absicherung aller Anlagen sei nicht möglich, betonte Neumann. Deshalb müsse die Infrastruktur so ausgelegt sein, dass Betreiber auch bei außergewöhnlichen Ereignissen handlungsfähig blieben und Schäden schnell beheben könnten. Das sichern auch schon heute jederzeit einsatzfähige Betriebsmannschaften ab. Resilienz lasse sich daher nicht allein technisch erreichen. Auch rechtliche und regulatorische Voraussetzungen spielten eine Rolle.

Amprion sieht insbesondere bei historisch gewachsenen Regelungen Anpassungsbedarf. Transparenz- und Beteiligungspflichten könnten nach Darstellung des Unternehmens in bestimmten Fällen sensible Informationen über Stromnetze öffentlich zugänglich machen. Amprion plädiert deshalb für eine Abwägung zwischen Informationsrechten und dem Schutz sicherheitsrelevanter Angaben.

Genehmigungen vereinfachen

Auch Genehmigungsverfahren stehen aus Sicht des Unternehmens auf dem Prüfstand. Müller verwies auf Änderungen des Baurechts in NRW. Umbauten an bestehenden Anlagen könnten dort inzwischen unter bestimmten Voraussetzungen ohne aufwendige neue Genehmigungsverfahren erfolgen. Das erleichtere die Umsetzung von Schutzmaßnahmen, sagte er. Dazu könnten etwa höhere Zäune oder Einhausungen für Transformatoren gehören.

Viele Verbesserungen seien allerdings nach seiner Darstellung ohne größere finanzielle Aufwendungen möglich. Dazu zählte er den zurückhaltenderen Umgang mit technischen Details zur Netzinfrastruktur sowie die Ausweitung der Videoüberwachung.

Auch die Überwachung der Leitungen aus der Luft war Thema der Konferenz. Eine Genehmigung für den Einsatz von Drohnen könne nach Müllers Einschätzung neben einer besseren Anlagenüberwachung auch Arbeitszeit und Personalaufwand reduzieren. Dafür seien allerdings entsprechende gesetzliche Rahmenbedingungen notwendig.

Die enge Zusammenarbeit mit der Polizei habe sich bei den aktuellen Vorfällen in NRW als sehr hilfreich erwiesen, sagte Müller. Dies gelte auch für den Schutz von Monteuren, die nach den Anschlägen zu den Anlagen ausrückten. Er bezeichnete die Zusammenarbeit als „mutmachende Erfahrung“.

Neumann zufolge hat sich mit der gestiegenen Bedrohungslage die Kooperation zwischen Netzbetreibern und Sicherheitsbehörden insgesamt verbessert. 
Auch der Umgang mit verdächtigen Drohnen sei Teil der Sicherheitsdebatte. Das unmittelbare Beseitigen einer Drohne stehe derzeit erst an nachgelagerter Stelle der möglichen Maßnahmen, sagte Neumann. Ein Abfangen oder Ablenken könne technisch sicherer sein als ein Absturz über einer kritischen Anlage. Dafür müsse jedoch zunächst ein übergreifendes Konzept von Politik und Sicherheitsbehörden entwickelt werden.

Die Bundesregierung soll nach Auffassung von Amprion in dieser Legislaturperiode den regulatorischen Rahmen für die Sicherheit kritischer Infrastrukturen weiterentwickeln. Dazu gehören aus Sicht des Unternehmens Mindeststandards, Meldewege und klare Zuständigkeiten. Amprion begleite die Debatte nach eigenen Angaben auf EU-, Bundes- und Landesebene. (sh)

Nach Darstellung der Forschenden sieht der Entwurf eine besondere Netzentgeltregelung für Elektrolyseure vor, die grünen oder CO2-armen Wasserstoff herstellen. Für sie soll der statische Arbeitspreis entfallen. Cines fordert, diesen Ansatz auch auf flexibel einsetzbare Großwärmepumpen, Elektrodenkessel und andere Power-to-Heat-Anlagen zu übertragen. Mario Ragwitz erklärt: „Im AgNes-Entwurf fehlen adäquate Anreize für die Flexibilisierung durch Power-to-Heat-Anlagen als eine der wichtigsten Flexibilitätsressourcen in modernen Energiesystemen.“ Ragwitz ist Sprecher des Clusters und Leiter der Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geotechnologien (IEG).
 
Vor allem in Verbindung mit Wärmespeichern könnten solche Anlagen ihren Strombezug zeitlich vom Wärmebedarf entkoppeln. Sie können dann Strom aufnehmen, wenn viel Strom im Netz verfügbar ist, und die erzeugte Wärme für später speichern. Cines zählt großskalige Power-to-Heat-Anlagen daher neben Großbatterien zu den wichtigen kurzfristigen Flexibilitätsoptionen.

Zugleich verweist der Forschungsverbund auf die Rolle der direkten Elektrifizierung für die Dekarbonisierung von Fernwärme und industrieller Prozesswärme. Laut Cines ist die direkte Elektrifizierung dort, wo sie technisch möglich ist, in der Regel kosteneffizienter als der Umweg über elektrolytisch erzeugten Wasserstoff. Wasserstoff sei dort von Bedeutung, wo eine direkte Elektrifizierung technisch oder wirtschaftlich nur schwer möglich ist.
 „Wir sind der Auffassung, dass Netzentgelte technologieneutral sein sollten“, erklärt Ragwitz. Für Technologien, die gleichwertige Funktionen im Energiesystem erfüllen, müsse ein „Level-Playing-Field“ bestehen. Eine Sonderbehandlung flexibler und netzdienlicher Verbraucher müsse daher Power-to-Heat ebenso berücksichtigen wie Elektrolyseure.

Dynamische Entgelte möglichst ab 2029

Vor diesem Hintergrund schlägt der Verbund vor, große, flexibel einsetzbare Power-to-Heat-Anlagen ab 2029 bei den Netzentgelten wie Elektrolyseure zu behandeln: mit einem Kapazitätsentgelt und einem dynamischen Netzentgelt, aber ohne statischen Arbeitspreis. Flexible Netzanschlussvereinbarungen könnten zusätzlich sicherstellen, dass die Anlagen verbindlich auf Netzsignale reagieren.

Dynamische Netzentgelte sollten laut Cines für Elektrolyseure und Power-to-Heat-Anlagen möglichst früh und idealerweise zeitgleich mit Großbatteriespeichern eingeführt werden – wenn möglich bereits 2029. Sie könnten zeitlich und räumlich unterschiedliche Netzbelastungen berücksichtigen und so Anreize für einen netzdienlicheren Strombezug setzen. Voraussetzung wäre unter anderem, dass die Anlagen ihren Verbrauch tatsächlich zeitlich verschieben können.

Nach Angaben von Cines begründet die Bundesnetzagentur die unterschiedliche Behandlung von Elektrolyseuren und Power-to-Heat-Anlagen damit, dass die nationalen Energie- und Klimapläne Deutschlands bislang keine ausdrücklichen Ziele für Power-to-Heat-Technologien vorsehen. Das Exzellenzcluster hält diese Argumentation mit Blick auf den „Electrification Action Plan“ der EU-Kommission für überprüfungsbedürftig. Die Kommission schlägt darin vor, den Anteil von Strom am europäischen Endenergieverbrauch bis 2040 auf 46 Prozent zu erhöhen.

Zudem fordert Cines Änderungen an den Übergangsregeln für individuelle Netzentgelte. Nach Paragraf 19 Absatz 2 StromNEV können große Stromverbraucher unter bestimmten Voraussetzungen reduzierte Netzentgelte erhalten. Dafür müssen sie etwa ihre Last zu Hochlastzeiten senken oder einen möglichst gleichmäßigen Strombezug erreichen. Cines sieht darin ein Hemmnis für den flexiblen Einsatz von Power-to-Heat-Anlagen.

Die fünfseitige „Stellungnahme zum vollständigen Entwurf der BNetzA zur Festlegung der allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) mit Fokus auf Power-to-Heat“ ist über die Internetseite des Fraunhofer-Forschungsverbunds downloadbar. (ds)

Die Übertragungsnetzbetreiber hatten ihre Vorschläge im Dezember 2025 bei Acer eingereicht. Im Mittelpunkt steht die weitere Harmonisierung der Präqualifikation von Regelenergieanbietern. Dabei müssen Anbieter nachweisen, dass ihre Erzeugungsanlagen, Speicher oder flexiblen Verbraucher die technischen und betrieblichen Voraussetzungen für die Bereitstellung von Regelenergie erfüllen.

Die Plattform Picasso dient dem grenzüberschreitenden Austausch von automatisch aktivierter Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR). Die Plattform Mari übernimmt diese Funktion für die manuell aktivierte Frequenzwiederherstellungsreserve (mFRR).

Regelenergie wird von den Übertragungsnetzbetreibern eingesetzt, um kurzfristige Abweichungen zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch auszugleichen und damit die Netzfrequenz stabil zu halten. Die europäischen Plattformen ermöglichen es dabei, Regelenergie auch grenzüberschreitend abzurufen.

Befragung von Marktteilnehmern alle zwei Jahre

Ein wesentlicher Bestandteil der neuen Regeln ist ein regelmäßiger Harmonisierungsprozess. Künftig sollen die Übertragungsnetzbetreiber alle zwei Jahre Marktteilnehmer befragen, bei welchen Bedingungen für Regelenergieanbieter noch Unterschiede zwischen den Mitgliedstaaten bestehen. Auf dieser Grundlage sollen sie gemeinsame Vorschläge für eine weitere Angleichung entwickeln und öffentlich konsultieren.

Acer vereinheitlicht zugleich die Anforderungen an die Präqualifikation. Das betrifft unter anderem den Wechsel von Anlagen zwischen verschiedenen Regelenergieanbietern, eine erneute Präqualifikation, die Beendigung einer Präqualifikation sowie den Datenaustausch. Ein Teil der Anforderungen bleibt zunächst auf nationaler Ebene geregelt. Acer begründet dies mit den bislang begrenzten Erfahrungen mit harmonisierten Verfahren. Eine weitere Angleichung soll folgen.

Drei Wege zur Präqualifikation


Eine wesentliche Neuerung sind drei mögliche Wege zur Präqualifikation. Neben dem bisherigen Nachweis durch einen Aktivierungstest sind eine Ex-post-Verifizierung und ein Fast-Track-Verfahren vorgesehen. Bei den beiden letztgenannten Varianten können Anbieter schneller in den Markt eintreten, weil die Fähigkeit zur Erbringung der Regelenergie während des Betriebs überprüft wird, statt sie vollständig vor dem Markteintritt nachzuweisen.

Die Übertragungsnetzbetreiber können nach den Acer-Vorgaben eines oder mehrere dieser Verfahren einsetzen. Voraussetzung ist die Zustimmung der jeweils zuständigen nationalen Regulierungsbehörde. Acer stellt die drei Möglichkeiten grundsätzlich gleichberechtigt nebeneinander.

Von den Änderungen sollen insbesondere Betreiber kleinerer und dezentraler Anlagen profitieren. Die bisherigen Präqualifikationsverfahren wurden ursprünglich vor allem für große konventionelle Erzeugungsanlagen entwickelt.

Bei zahlreichen kleineren Einheiten könnten dieselben Anforderungen dagegen zu einem unverhältnismäßig hohen administrativen und finanziellen Aufwand führen. Acer will deshalb Markteintrittshürden reduzieren und zugleich gewährleisten, dass die Anbieter Regelenergie sicher und zuverlässig bereitstellen können.

Für die Umsetzung gibt Acer einen Zeitplan vor. Die Übertragungsnetzbetreiber haben sechs Monate Zeit, ihren jeweiligen nationalen Regulierungsbehörden Vorschläge zur Anpassung der nationalen Bedingungen vorzulegen. Nach deren Genehmigung bleiben den Netzbetreibern weitere 24 Monate, um die harmonisierten Präqualifikationsverfahren umzusetzen. (sag)

Das Blatt beruft sich dabei auf Finanzkreise. Demnach gilt die Offerte nicht nur einzelnen Geschäftsbereichen, sondern dem gesamten Uniper-Konzern. Die EP-Gruppe trete als alleiniger Käufer auf. Offiziell wollte sich das Unternehmen gegenüber dem Handelsblatt nicht zu einem möglichen Einstieg äußern. Die Frist für unverbindliche Angebote war nach Angaben der Zeitung am 21. September abgelaufen. 

Kretinsky ist bereits in der deutschen Energiewirtschaft aktiv. Anfang 2025 übernahm die EP-Gruppe sämtliche Anteile am Lausitzer Energieunternehmen Leag. Auch in anderen europäischen Ländern hat Kretinsky sein Energiegeschäft in den vergangenen Jahren ausgebaut. Vor knapp einem Jahr war er mit der EP-Gruppe zu einem der größten Einzelaktionäre des französischen Energiekonzerns Total geworden.

Bei Uniper könnte ein Einstieg allerdings auf Widerstand der Arbeitnehmervertreter treffen. Nach Angaben des Handelsblatts hatte der Betriebsrat bereits in einem frühen Stadium des Verkaufsprozesses deutlich gemacht, einen Verkauf an einen strategischen Investor wie eine feindliche Übernahme zu behandeln.

Andere Bieter wollen einzelne Geschäftsbereiche

Wie das Handelsblatt weiter schreibt, gebe es mehrere Interessenten. Einige davon sollen vor allem einzelne Geschäftsbereiche im Blick haben. Genannt werden unter anderem der finnische Energiekonzern Fortum und Vattenfall mit Interesse an Unipers skandinavischen Wasser- und Kernkraftaktivitäten. Rohstoffhändler könnten sich dagegen für das Gasgeschäft interessieren. Das unverbindliche Angebot der EP-Gruppe soll Uniper als Ganzes umfassen.
 Uniper befindet sich seit der Energiekrise 2022 nahezu vollständig im Besitz des Bundes. Der damals größte deutsche Gasimporteur war nach dem Ausbleiben russischer Gaslieferungen in wirtschaftliche Schwierigkeiten geraten. Ersatzmengen mussten zu erheblich höheren Preisen am Weltmarkt beschafft werden. Der Bund rettete den Konzern mit Milliardenhilfen und übernahm schließlich mehr als 99 Prozent der Anteile.

Diese Beteiligung muss Deutschland wieder deutlich reduzieren. Eine Auflage der Europäischen Kommission sieht vor, dass der Bund seinen Anteil bis Ende 2028 auf höchstens 25 Prozent plus eine Aktie zurückführt. Seit Mai läuft deshalb die Suche nach neuen Eigentümern. Dabei hält sich der Bund mehrere Möglichkeiten offen: den Verkauf von Aktienpaketen an Investoren, einen Börsengang oder eine Kombination aus beiden Varianten. (sag)

Bei „MB.CHARGE Home Dynamic“ orientiert sich die Steuerung laut Mercedes-Benz an den Day-Ahead-Preisen am Strommarkt. Nutzer geben in einer App die gewünschte Abfahrtszeit und den angestrebten Ladezustand des Fahrzeugs vor. Das System plant den Ladevorgang anschließend automatisch für geeignete Zeiträume.

Weder ein Wechsel des Stromlieferanten noch ein bestimmter Stromtarif sind für die Nutzung erforderlich, wie der Autobauer versichert. Einen finanziellen Vorteil könnten Kunden allerdings insbesondere dann erzielen, wenn sie bereits einen dynamischen Stromtarif abgeschlossen haben. Bei solchen Tarifen verändert sich der Arbeitspreis für Strom in Abhängigkeit von den Preisen am Großhandelsmarkt.

Mercedes-Benz verweist darauf, dass die Ladezeiten nach Möglichkeit in Stunden gelegt werden sollen, in denen ein hoher Anteil erneuerbarer Energien im Stromnetz erwartet wird. In welchem Umfang sich dadurch tatsächlich Stromkosten einsparen lassen, hängt unter anderem vom jeweiligen Stromtarif, den Marktpreisen und dem individuellen Ladeverhalten ab.

Eigener Stromtarif bei zweitem Angebot

Anders aufgebaut ist die Ladelösung „MB.CHARGE Home Intelligent“. Hier kombiniert der Autohersteller die automatische Ladesteuerung mit einem Stromtarif des Münchner Ladedienstleisters The Mobility House Energy. Das Angebot umfasst einen festen Stromtarif sowie Bonuszahlungen für flexibel gesteuerte Ladevorgänge. Auch hier legen die Nutzer Abfahrtszeit und gewünschten Ladezustand über die App fest. Ein Algorithmus verschiebt den Ladevorgang anschließend innerhalb des verfügbaren Zeitfensters.

Mercedes-Benz zufolge berücksichtigt die Steuerung auch hier Zeiträume, in denen vergleichsweise günstiger Strom und ein hoher Anteil erneuerbarer Energien verfügbar sind .Für jede über das System geladene Kilowattstunde soll dem Kunden derzeit ein Bonus von 10 Cent gutgeschrieben werden. Die angesammelten Beträge werden dann automatisch mit der monatlichen Stromrechnung verrechnet, heißt es aus Stuttgart.

Damit unterscheidet sich das Modell vom rein preisorientierten Laden mit einem dynamischen Stromtarif. Bei „Home Intelligent“ wirken sich schwankende Börsenstrompreise laut Mercedes-Benz nicht unmittelbar auf die Kunden aus; stattdessen erhalten sie für die flexible Steuerung ihrer Ladevorgänge eine Vergütung.

Für die ersten 1.000 Abschlüsse von „Home Intelligent“ kündigt der Autobauer zudem ein Guthaben von 80 Euro für das öffentliche Laden über den Mercedes-Benz-Ladedienst „MB.CHARGE Public“ an.

Zunächst nur für ausgewählte Fahrzeuge

Voraussetzung für beide Angebote sind jedoch eine kompatible Wallbox und ein unterstütztes Fahrzeug. Zum Start stehen die Funktionen deshalb nur für ausgewählte Elektroautos und Plug-in-Hybride in Deutschland zur Verfügung. Mercedes-Benz nennt unter anderem neuere Plug-in-Hybrid-Versionen der S-Klasse, des GLE und der C-Klasse. Weitere Modelle sollen schrittweise hinzukommen. (ds)

Hybridfahrzeuge kamen demnach 2025 auf 42,4 Prozent der Neuzulassungen. Auf reine Benziner entfielen 27,3 Prozent, auf reine Dieselfahrzeuge 9,8 Prozent. Andere Antriebsarten wie Flüssig- oder Erdgas hatten nur geringe Anteile. Insgesamt wurden in der EU rund 1,89 Millionen batterieelektrische Pkw neu zugelassen. 

Deutschland lag beim Anteil reiner Elektroautos mit 19,1 Prozent über dem EU-Durchschnitt. Deutlich höher fiel die Quote in Dänemark mit 67,8 Prozent aus. Es folgten die Niederlande mit 40,2 Prozent und Malta mit 37,6 Prozent. Die niedrigsten Anteile verzeichneten Kroatien mit 1,9 Prozent, die Slowakei mit 4,7 Prozent und Bulgarien mit 4,9 Prozent. 
 

Bei den absoluten Zulassungszahlen entfiel innerhalb der EU sogar der größte Anteil auf Deutschland. Rund 545.100 reine Elektroautos wurden hier 2025 neu zugelassen. Das entsprach 28,9 Prozent der rund 1,89 Millionen E-Auto-Neuzulassungen in der EU. Frankreich kam mit rund 330.900 Fahrzeugen auf 17,5 Prozent. 

Außerhalb der EU erreichte Norwegen einen Anteil von 95,1 Prozent. Destatis nennt als mögliche Gründe für die Unterschiede zwischen den Ländern unter anderem Investitionen in die Ladeinfrastruktur sowie unterschiedliche Förderinstrumente wie steuerliche Vergünstigungen und reduzierte Maut- oder Parkgebühren. (kmt)

 
Im September 2025 importierte Deutschland rund 1,45 Millionen Tonnen Steinkohle. Dies entspricht einem Rückgang im Vergleich zum vorherigen Monat. Generell sind die deutschen Importe von Steinkohle ganzjährigen Schwankungen unterlegen. Die jeweiligen Höhepunkte werden in den Wintermonaten erreicht. Zur Jahresmitte nehmen die Importe hingegen ab.

Vor der Einführung hätten die einzelnen Bereiche mit unterschiedlichen oder ohne gemeinsame Anwendungen gearbeitet, heißt es in einer gemeinsamen Mitteilung von Lime Technologies und den Stadtwerken Stralsund. Dadurch sei die abteilungsübergreifende Bearbeitung von Kundenanfragen erschwert gewesen. Mit dem neuen System sollen Kundenkontakte und Vorgänge nun zentral erfasst und den beteiligten Bereichen zur Verfügung gestellt werden.

Im Vertrieb sind nach Angaben von Lime mehr als 20 Anfrage- und Kontaktformulare der Stadtwerke-Website an das CRM-System angebunden. Darüber laufen unter anderem Anfragen zu Strom-, Gas- und Wärmelieferverträgen sowie zu Wärmepumpen, Photovoltaikanlagen, Glasfaseranschlüssen, Ladekarten und Energieausweisen. Die eingehenden Kontakte würden automatisch erfasst, zugeordnet und priorisiert. Angebote könnten anschließend im CRM weiterbearbeitet und elektronisch unterzeichnet werden.

Anbindung auch an das Abrechnungssystem

Auch das Ticketing für den Kundenservice ist Teil der Plattform. Eingehende E-Mails werden laut Anbieter mithilfe künstlicher Intelligenz kategorisiert und Vorgängen zugeordnet. Dadurch sollen Bearbeitungsstände und Reaktionszeiten nachvollziehbar werden. Zudem ist die bisherige Kommunikation mit den jeweiligen Kunden im System hinterlegt.

Im Marketing nutzen die Stadtwerke die IT-Lösung unter anderem für Newsletter. Segmentierung, Erstellung, Versand und Auswertung liefen über die Plattform, teilte das Unternehmen mit. Nach Angaben von Lime umfasst der Verteiler rund 30.000 Empfänger. Die Stadtwerke versenden demnach einen zweiwöchentlichen Kunden-Newsletter sowie monatliche Newsletter einzelner Bereiche.

Ein weiterer Bestandteil ist die Anbindung an die Branchensoftware des Anbieters SIV. Kundendaten sollen laut Mitteilung automatisch zwischen beiden Systemen ausgetauscht werden. Damit sollen Doppelerfassungen vermieden und Informationen aus Abrechnungssystem und CRM zusammengeführt werden.

Stefan Schöler, Leiter Non-Commodity und Marketing bei den Stadtwerken Stralsund, begründet die Einführung mit dem Ziel, abteilungsübergreifende Prozesse stärker aus Kundensicht zu organisieren. Lime CRM bilde dafür eine gemeinsame technische Basis.

Lime Technologies hatte im Herbst 2025 über erste Kunden im deutschen Energiemarkt informiert. Neben den Stadtwerken Stralsund nannte das Unternehmen damals die Stadtwerke Witten und die ÜZ Mainfranken. Inzwischen haben auch die Stadtwerke Hilden ein CRM-Projekt mit Lime gestartet.

Der kommunale Unternehmensverbund Stadtwerke Stralsund beschäftigt nach eigenen Angaben rund 350 Mitarbeiter und umfasst sechs Tochtergesellschaften. Er ist in Stralsund und der Region unter anderem in den Bereichen Strom, Gas, Fernwärme, Trinkwasser, Glasfaser und Ladeinfrastruktur tätig. (fw)

„Mit Remote Monitoring entwickeln wir unseren Kundenservice von einer reinen Unterstützung bei konkreten Anliegen hin zu einer kontinuierlichen Begleitung unserer Kunden weiter. Die Analyse von Betriebsdaten schafft Transparenz, hilft dabei, Veränderungen frühzeitig zu erkennen und ermöglicht eine bessere Planung von Wartungsmaßnahmen“, erklärt Andreas Görtz, Präsident Business Unit Mobile & Sustainable bei Rolls-Royce Power Systems.

Stellen die Mitarbeiter Abweichungen fest, sollen sie gemeinsam mit den Betreibern Maßnahmen ableiten. Dazu zählen Anpassungen im Anlagenbetrieb und die Planung von Wartungsarbeiten. Bei Bedarf kann das RMC außerdem die Bereitstellung von Ersatzteilen oder den Einsatz von Servicetechnikern koordinieren.

Rolls-Royce will damit den Service stärker auf eine laufende Zustandsbeobachtung ausrichten. Die Betriebsdaten sollen Hinweise liefern, bevor sich Veränderungen zu Störungen entwickeln. Zugleich sollen die Daten eine vorausschauendere Planung von Wartungsmaßnahmen ermöglichen.

Das Unternehmen verbindet dafür die Ferndiagnose mit seinem bestehenden Servicenetz. Die regionalen Monitoring-Zentren sollen Kunden und Anlagen in ihrem jeweiligen Gebiet betreuen und bei komplexeren Fällen weitere Spezialisten hinzuziehen. Rolls-Royce verspricht sich davon kürzere Reaktionszeiten und eine höhere Verfügbarkeit der angeschlossenen Systeme.

Arcola als Ausgangspunkt für weltweites Netz

Das RMC in Arcola bildet nach Angaben des Unternehmens den Ausgangspunkt für den weltweiten Ausbau des Konzepts. Rolls-Royce betreibt bereits Remote Monitoring in Berlin, das bislang auf Batteriespeichersysteme und Microgrids ausgerichtet ist. Mit dem Standort in Italien weitet der Konzern den Ansatz nun auf weitere MTU-Anwendungen aus.

In Arcola überwachen Mitarbeitende laut der Unternehmensmitteilung derzeit angeschlossene Flotten und Anlagen. Zu den ersten Kunden gehören die italienische Fährgesellschaft Liberty Lines und die Werft Overmarine. Auch mit der italienischen Guardia di Finanza will Rolls-Royce die digitale Anbindung weiterer MTU-Systeme und deren Überwachung ausbauen.

Das Unternehmen plant neben den regionalen Remote Monitoring Centern weitere Remote Monitoring Hubs. Diese sollen Daten über einzelne Regionen und Anlagen hinaus auswerten, Trendanalysen erstellen und die regionalen Zentren bei komplexeren Fragestellungen unterstützen. (hr)

„Die E-Mobilität wird sich in den kommenden Jahren weiter dynamisch entwickeln. Deshalb bauen wir unser Schnellladenetz nicht nur quantitativ immer weiter aus, sondern investieren gezielt in neue Ladetechnologie, die unseren hohen Anforderungen und denen unserer Kundinnen und Kunden gerecht wird“, lässt sich Lars Jacobs, Chief Commercial Officer sowie kommissarischer technischer Leiter der Elektromobilitätssparte der EnBW, zitieren.

Der C7 verfügt über zwei Ladeanschlüsse und verteilt die verfügbare Leistung dynamisch auf parallel angeschlossene Fahrzeuge. Die maximale Ausgangsleistung beträgt 480 kW bei bis zu 600 Ampere. Nach Angaben von EnBW lassen sich abhängig vom Fahrzeug innerhalb von 20 Minuten bis zu 640 Kilometer Reichweite nachladen, allerdings: Fahrzeuge, die tatsächlich mit dieser Leistung laden können, sind in Deutschland derzeit noch rar gesät.

So gibt zwar der auf deutschen Straßen noch eher selten zu sehende chinesische Hersteller Xpeng auf seiner Homepage für sein Modell X9 eine Ladeleistung von bis zu 542 kW an, beim − ebenfalls chinesischen − Zeekr 7X sind es 475 kW. Aber: Die deutlich weiter verbreiteten Modelle des US-Unternehmens Tesla kommen auf eine maximale Ladeleistung von 250 kW. Unter den deutschen Herstellern verspricht BMW für seinen neuen „iX3 50 xDrive“ immerhin bis zu 400 kW, ebenso wie Porsche für den Cayenne Electric. Mercedes und Audi (maximal 320 kW) und Volkswagen (maximal 200 kW) folgen dahinter. 

Bereit für kommende Fahrzeuggenerationen

EnBW will sich dementsprechend mit der neuen Ladesäulengeneration explizit „für kommende Fahrzeuggenerationen vorbereiten, die immer höhere Ladeleistungen verarbeiten können“. Sie sollen vor allem an Standorten eingesetzt werden, an denen Elektroautos während kurzer Aufenthalte möglichst viel Energie aufnehmen sollen. Dazu zählen nach Angaben des Unternehmens insbesondere Ladeparks entlang von Fernstraßen. EnBW betreibt nach eigenen Angaben derzeit mehr als 9.000 Schnellladepunkte in Deutschland. 

EnBW und X Charge hatten ihre längerfristige Zusammenarbeit im Februar 2026 bekannt gegeben (wir berichteten). Vorausgegangen war nach Angaben der Unternehmen ein Feldtest mit mehreren zehntausend Ladevorgängen. X Charge hatte die neue Generation des C7 im Juni 2026 auf der Fachmesse „Power2Drive Europe“ vorgestellt. (kmt)

Die Geschäftsführerin der Stadtwerke Bad Bramstedt, Jasmin Kramer, soll sich für eine Zusammenarbeit aussprechen. Das meldeten die Kieler Nachrichten. SWN-Geschäftsführer Michael Böddeker hatte bereits im Hauptausschuss der Stadt Bramstedt öffentlich für einen Einstieg geworben.

Grund für einen möglichen Einstieg der SWN ist die angespannte wirtschaftliche Situation des Versorgers (wir berichteten). Die Stadtwerke Bad Bramstedt hatten 2023 einen Verlust von 1,15 Millionen Euro verbucht.

Auch für 2024 wurde nach örtlichen Medienberichten mit einem Minus von mehr als einer halben Million Euro gerechnet. Die Stadt musste das Unternehmen mit Darlehen unterstützen. Nach Angaben der Kieler Nachrichten lehnten Banken weitere Kredite ab und verlangten mehr Eigenkapital.

Bereits Anfang des Jahres hatte die Stadt deshalb die Suche nach neuen Kooperationsmodellen eingeleitet. Bislang hält die Stadt Bad Bramstedt 64 Prozent der Anteile, weitere 36 Prozent liegen bei „Service Plus“, einer Tochtergesellschaft von Hansewerk aus dem Eon-Konzern.

Eon-Tochter soll Anteile abgeben

Bei einem Einstieg der Stadtwerke Neumünster würde sich die Gesellschafterstruktur verschieben. Nach Informationen der Kieler Nachrichten soll die Eon-Tochter Service Plus ihren Anteil an die Stadtwerke Neumünster abgeben. Zugleich könnte sich der Anteil der Stadt Bad Bramstedt verringern. Die Kommune wolle allerdings Mehrheitsgesellschafter bleiben, dafür wäre ein Anteil von mehr als 50 Prozent notwendig. Über die konkrete Aufteilung werde noch verhandelt.

Eine Entscheidung muss offenbar spätestens in der ersten Hälfte 2027 fallen. Bis dahin müssten die Verträge unterschrieben sein, sagte Geschäftsführerin Kramer der Zeitung. Die Verhandlungen führten die Gesellschafter. Von einem Einstieg der SWN verspricht sie sich vor allem zusätzliche Kompetenzen und neue Geschäftsfelder. Die Stadtwerke Neumünster beschäftigen rund 950 Mitarbeiter, Bad Bramstedt etwa 30. Während sich das Geschäft in Bad Bramstedt im Wesentlichen auf Strom, Gas, Fernwärme und Wasserversorgung konzentriert, sind die SWN unter anderem auch im öffentlichen Nahverkehr, bei Glasfaser, Ladeinfrastruktur und Entsorgung aktiv. (sag)

Als Wärmequelle dient Wasser aus dem Dortmund-Ems-Kanal. Die Wärmepumpe hebt die Temperatur auf knapp 100 Grad Celsius an und ermöglicht damit die Einspeisung in das bestehende Fernwärmenetz. Nach Angaben der Stadtwerke sollen dadurch jährlich mehr als 3.000 Tonnen lokale CO2-Emissionen vermieden werden, weil im Hafenkraftwerk entsprechend weniger Erdgas für die Wärmeerzeugung benötigt wird. Die Anlage ist Teil eines innovativen Kraft-Wärme-Kopplungssystems (iKWK), für das die Stadtwerke eine Förderung erhalten haben (wir berichteten). Zum System gehören neben der Wärmepumpe ein Blockheizkraftwerk und die bestehende Power-to-Heat-Anlage am Hafenkopf. Für das vollständig ausgebaute System hatten die Stadtwerke im Jahr 2022 eine jährliche Wärmeerzeugung von bis zu 10 Millionen kWh angegeben. 

Fernwärme soll aus mehreren Quellen kommen 

In Münster werden nach Angaben der Stadtwerke pro Jahr mehr als 550 Millionen kWh Fernwärme genutzt. Der Versorger will die Wärmeerzeugung schrittweise auf erneuerbare, dezentrale und lokale Quellen umstellen: „Fernwärme wird zukünftig deutlich vielfältiger erzeugt als bisher“, lässt sich Markus Bieder, Leiter der Wärme- und Stromerzeugung der Stadtwerke Münster, zitieren: „An die Stelle eines zentralen Kraftwerks treten unterschiedliche kleinere Wärmeerzeuger, die dezentral dort entstehen können, wo erneuerbare Wärmequellen und Möglichkeiten zur Netzanbindung verfügbar sind“. Neben Großwärmepumpen gehören Tiefengeothermie und Solarthermie mit Wärmespeichern zur Strategie. 

Eine erste Großwärmepumpe mit ebenfalls 2 MW Wärmeleistung ging 2024 in Betrieb. Sie nutzt die Abwärme aus dem Kühlwassersystem der Gas- und Dampfturbinen-Anlage am Hafen. Auch diese Anlage kann nach Angaben der Stadtwerke Wärme für rund 800 Haushalte bereitstellen. (kmt)

Alexandre Duret-Proux hat die Leitung der neuen Einheit als Managing Director übernommen. Das Totalenergies-Urgestein war zuletzt seit Dezember 2024 Vice President M&A der Sparte „Gas, Renewables & Power“, so das Portal Energies Newstank.

Total hatte in den Jahren 2023 bis 2025 für knapp 8 Milliarden Euro Flächen für insgesamt 5.500 MW deutsche Meereswindkraft ersteigert. Im Gegensatz zu BP gibt es Anhaltspunkte dafür, dass die Franzosen dieses Engagement immer noch ernst nehmen. Im Rahmen seiner deutschen Einkaufstour wurde 2023 Quadra erworben, 2024 Kyon Energy und 2025 die VSB-Gruppe.

Krings neuerdings alleiniger Quadra-Chef

Ziel der Neuordnung ist laut Quadra-Chef Thomas Krings: „Als Marktführer in der Aggregation erneuerbarer Energien integrieren wir Erzeugungs- und Flexibilitätsanlagen in das Stromsystem und sorgen für die optimale Vermarktung Erneuerbarer. Durch die engere Zusammenarbeit erschließen wir weitere Potenziale entlang der Wertschöpfungskette für Integrated Power Germany und unsere Kunden“. Krings fungiert seit Juli 2025 als Alleingeschäftsführer der Quadra Energy GmbH, die jetzt als „Quadra Energy Sales & Origination“ gebrandet wird. Krings` bisherige Kollegen Antonios Gazeas und Marcus Zander schieden im Juli auf eigenen Wunsch aus der Geschäftsführung aus.

Das Fahrgeschäft ist auf dem absteigenden Ast

Bemerkenswert ist auch, dass das deutsche Ladeinfrastruktur-Geschäft von Totalenergies nicht in die Einheit „Integrated Power Germany“ integriert wird, obwohl einige Synergien denkbar wären, allein mit Ökostrom-Beschaffung und Batterielösungen zur Überwindung von Netzengpässen. Dies könnte ein Indiz dafür sein, dass Total die Reste seines hiesigen Fahrstrom-Geschäfts früher oder später ebenfalls loswerden möchte.

Erst im Juli hatte Totalenergies Deutschland sein B2B-Ladegeschäft mit stattlichen 6.000 nichtöffentlichen Ladepunkten verkauft, und zwar an die auf Einkaufstour befindliche Cubos (wir berichteten). Übrig bleibt das tendenziell weniger lukrative B2C-Fahrstromgeschäft von Totalenergies Deutschland, das noch dazu auf zwei Töchter verteilt ist: Es umfasst 1.187 öffentliche Ladepunkte. Die meisten sind bei Total Energies Charging angesiedelt und stehen auf der grünen Wiese, eine hohe zweistellige Zahl gehört aber Total Energies Marketing und damit zur Versorgungs- und Vermarktungssparte des Konzerns. (geo)

Energy Metering übernimmt nach Angaben der Unternehmen die technische Umsetzung des Messstellenbetriebs. Ziel sei es, Haushalten einen schnelleren Zugang zu einem intelligenten Messsystem zu ermöglichen, auch wenn der Einbau durch den grundzuständigen Messstellenbetreiber vor Ort nicht zeitnah erfolgen kann. So soll ihnen der Zugang zu dynamischen Stromtarifen ermöglicht werden, die beispielsweise eine viertelstündliche Übermittlung von Messwerten voraussetzen.

EMS-Geschäftsführer Florian Müller begründet die Zusammenarbeit damit, dass die Nachfrage nach intelligenten Messsystemen inzwischen über die gesetzlich definierten Einbaugruppen hinausgehe. Energy Metering bringt als wettbewerblicher Messstellenbetreiber die für Einbau und Betrieb der Geräte erforderlichen Prozesse ein.

EMS selbst ist kein Messstellenbetreiber, sondern Stromlieferant und Energiedienstleister. Die Entega-Tochter beliefert zum einen Letztverbraucher, entwickelt zum anderen aber auch Stromprodukte im Rahmen von Co-Branding-Modellen und White-Label-Lösungen.

Für Energy Metering ist die Zusammenarbeit nicht die erste Kooperation dieser Art. Seit Juni 2026 arbeitet das Unternehmen auch mit der Maingau im hessischen Obertshausen bei Frankfurt zusammen. Energy Metering übernimmt dort die Bereitstellung, Installation und den Betrieb intelligenter Messsysteme für Maingau-Kunden. Auch diese Kooperation soll den Nutzern einen schnelleren Zugang zu Smart Metern ermöglichen. Zuvor hatte Energy Metering bereits angekündigt, für Thermondo den Rollout intelligenter Messsysteme zu übernehmen, um deren Kunden die Nutzung dynamischer Tarife zu ermöglichen. (fw)

Parallel dazu erhöhte der kommunale Versorger seine Investitionen. Die Gesamtinvestitionen stiegen von 5,38 Millionen Euro im Jahr 2024 auf 6,51 Millionen Euro. Das Eigenkapital stieg von 21,19 Millionen auf 22,44 Millionen Euro. Die Eigenkapitalquote erreichte 37,8 Prozent nach 37,05 Prozent im Vorjahr.

„Das Geschäftsjahr 2025 hat erneut gezeigt, dass kommunale Energieversorger vor tiefgreifenden Veränderungen stehen“, sagte Markus Hannig, Geschäftsführer der Stadtwerke Lübbecke. „Die kommenden Jahre werden von hohen Investitionen und tiefgreifenden Veränderungen geprägt sein. Wir sehen darin vor allem die Chance, die Stadtwerke Lübbecke als starken regionalen Energiedienstleister nachhaltig für die Zukunft aufzustellen.“

Stromgeschäft legt deutlich zu

Die Verschiebungen zwischen den Sparten fallen deutlich bei dem Versorger im Nordosten Nordrhein-Westfalens aus. Im Stromgeschäft stiegen die Erlöse um 28,3 Prozent von 24,01 auf 30,80 Millionen Euro. Der Stromverkauf an Endverbraucher und die Netzgesellschaft erhöhte sich von 61,0 Millionen auf 98,2 Millionen kWh. Den größten Zuwachs verzeichnete das Segment der Sondervertragskunden mit Leistungsmessung: Dort stieg die Menge von 19,5 Millionen auf 52,3 Millionen kWh. Bei Tarifkunden erhöhte sich der Absatz von 41,5 Millionen auf 45,9 Millionen kWh.

Gegenläufig entwickelte sich das Gasgeschäft. Der Erdgasabsatz sank um 2,3 Prozent auf 240,9 Millionen kWh. Die Erlöse aus dem Erdgas- und Flüssiggasgeschäft gingen um 15,6 Prozent von 28,84 Millionen auf 24,35 Millionen Euro zurück. Nach Angaben der Stadtwerke setzt sich insbesondere bei Tarifkunden der Absatzrückgang fort, den das Unternehmen auf den Wechsel zu anderen Heizsystemen zurückführt. Die Erdgastankstelle stellte SWL bereits im Januar 2025 ein, der Flüssiggasverkauf endete zum 30. Juni.
 Beim Nahwärmegeschäft zeigt der Abschluss eine gegenläufige Entwicklung von Mengen und Erlösen. Der Absatz stieg um 3,2 Prozent von rund 4,85 auf 5 Millionen kWh. Die Erlöse gingen zugleich von knapp 800.000 auf rund 627.000 Euro zurück. Die Wärme stammt von der Bioenergie Lübbecke GmbH & Co. KG und gelangt über das Wärmenetz der Stadtwerke zu den Kunden.

Für 2026 kalkulieren die Stadtwerke mit einem Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit von 1,32 Millionen Euro. Damit würde das Ergebnis erneut unter dem Wert des Vorjahres liegen. Für die mittelfristige Entwicklung kündigt das Unternehmen weitere Investitionen in Stromnetze und Energiedienstleistungen an. Die Geschäftsfelder Wärme und Elektromobilität sollen ebenfalls weiter an Bedeutung gewinnen. 

Die Geschäftsführung geht deshalb davon aus, dass die Jahresergebnisse künftig unter dem Niveau früherer Geschäftsjahre bleiben. Zu den neuen Geschäftsfeldern soll ab 2026 ein Wärmepumpen-Pachtmodell gehören; später sollen Contracting-Angebote folgen. Daneben hat die Tochtergesellschaft Smile Energy ein digitales Energieprodukt angekündigt. Seit Januar 2026 verfügen die Stadtwerke neben dem Strom- auch über einen eigenen Gasbilanzkreis. (hr)

Der Austausch am Rande der UN-Generalversammlung in New York sei „sehr gut“ gelaufen und habe drei Stunden gedauert, sagte US-Präsident Donald Trump. Allerdings stellte Trump eine Lösung des Konflikts erst für die Zeit nach den US-Zwischenwahlen in Aussicht und sparte in seiner Rede vor der UN-Generalversammlung auch nicht mit Vernichtungsdrohungen gegenüber Teheran, was die Verhandlungen zwischen den Kontrahenten wohl nicht erleichtern dürfte. 

Strom: Zumeist fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch gegenüber den Preisen vom Vortag 14 Uhr präsentiert. Gegenüber dem Vortagesschluss ergeben sich dagegen häufig rückläufige Preise. Der Day-ahead allerdings sank in der Grundlast um 42,75 auf 138,25 Euro je Megawattstunde, in der Spitzenlast ergab sich ein Minus von 34,75 auf 118,75 Euro je Megawattstunde. An der Börse wurde der Base mit 138,12 Euro gesehen, der Peak mit 118,38 Euro.

Händler begründeten den Preisrückgang beim Day-ahead mit der deutlich höheren Erneuerbaren-Einspeisung, von 34,9 Gigawatt, die für den Donnerstag erwartet wird. Für den Berichtstag hatte Eurowind nur 21,5 Gigawatt vorhergesagt. Für die Tage bis Dienstag kommender Woche rechnet der Wetterdienst tendenziell mit sehr moderaten Einspeisemengen von Wind und Solar in Höhe von rund 15 Gigawatt täglich. 

Am langen Ende legte das Cal 27 um 2,89 auf 126,58 Euro je Megawattstunde zu.

CO2: Die CO2-Preise haben am Berichtstag etwas nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.35 Uhr um 0,76 auf 84,86 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 17,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 85,83 Euro, das Tief bei 84,40 Euro. Unterdessen sind die Nettolongpositionen an der ICE in der vergangenen Woche geringfügig von 34,1 Millionen Tonnen auf 33,8 Millionen Tonnen gesunken. Die Analysten von Redshaw Advisors geben die Schlüsselunterstützung für den Dec 26 mit 86,69 Euro an, Widerstand sehen die Analysten bei 87,91 Euro.

Erdgas: Schwächer haben sich die europäischen Gaspreise am Mittwoch gezeigt. Der richtungsweisende Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.18 Uhr 1,350 auf 72,775 Euro je Megawattstunde. Der Day-ahead am deutschen THE sank 1,900 auf 73,250 Euro.

Auslöser der Abgaben sind Hoffnungen auf eine diplomatische Annäherung zwischen den USA und Iran, die zu einer Öffnung der Straße von Hormus führen könnte. Hinzu kommen Wetterprognosen für eine milde Witterung in Europa, wodurch sich der Start der Heizperiode im Vergleich zum Vorjahr verzögern könnte. Unterdessen geht die Wartungssaison in Norwegen mit dieser Woche ihrem Ende entgegen. Für den Berichtstag beläuft sich der Gasexport aus Norwegen auf schwache 226,4 Millionen Kubikmeter. (cdg)