„Wir prüfen, ob das Unternehmen die Tätigkeit beenden möchte, ohne dies rechtzeitig angezeigt zu haben“, sagte der Präsident der Behörde, Klaus Müller. Gerade in Zeiten steigender Energiepreise müsse sich jeder auf die Einhaltung der gesetzlichen Vorgaben zur Abwicklung von Energielieferverträgen verlassen können, unterstrich Müller.

Prüfung der Einhaltung der Anzeige- und Transparenzpflichten

Die Bundesnetzagentur prüft den Verdacht, inwieweit die Münch Energie gegen ihre Anzeigepflicht zu einer Beendigung der Tätigkeit verstoßen hat. Sie untersucht auch, ob die versendeten Kundeninformationen die besonders strengen Anforderungen an Informationen und Transparenz des Energiewirtschaftsgesetzes erfüllen.

Die Münch Energie mit Sitz in Rugendorf (Bayern) hatte Anfang Oktober ihre Kunden informiert, dass sie ihr nationales Angebot für Verbraucher zum 31.10.2026 aufgibt (wir berichteten). Auch auf ihrer Internetseite veröffentlichte sie einen entsprechenden Hinweis. Eine Anzeige gegenüber der Bundesnetzagentur erfolgte bisher nicht.

Die Bundesnetzagentur muss spätestens drei Monate vor dem geplanten Beendigungstermin eine Anzeige der Beendigung der Tätigkeit erhalten. Energielieferanten müssen auch gegenüber den Kunden die vertraglichen Vereinbarungen über eine Vertragsbeendigung einhalten.

Verbraucherschutz einhalten

Die Bundesnetzagentur prüft fortlaufend, ob die Lieferanten die energierechtlichen Verpflichtungen einhalten. Sie kann aufsichtsrechtliche Schritte einleiten, wenn der Verdacht besteht, dass Energieunternehmen gegen das Energiewirtschaftsgesetz verstoßen.

Dabei wird jeweils berücksichtigt, inwieweit sich Anhaltspunkte für systematische Missstände ergeben. Die Bundesnetzagentur kann das rechtswidrige Verhalten untersagen. Die Behörde steht sowohl mit betroffenen Kunden, den Energielieferanten als auch den Verbraucherverbänden im Austausch. (sh)

Das EU-Gesetz verpflichtet Öl- und Gashändler, entlang ihrer Lieferkette auf den Methanausstoß zu achten. Ab 2027 gilt das eigentlich auch für internationale Lieferverträge. Importeuren würden ohne den Aufschub hohe Bußgelder drohen, wenn sie sich nicht an die Regeln halten.

Die EU-Kommission hatte vergangene Woche vorgeschlagen, bestimmt Berichts- und Prüfpflichten der EU-Methanverordnung für Importeure von Erdgas, Erdöl und Kohle um ein Jahr zu verschieben. Die Vorgaben sollen damit teilweise erst ab 2028 statt wie bisher vorgesehen ab 2027 gelten.

Bereits im Juli hatte die Kommission den Mitgliedstaaten empfohlen, bei bestimmten Verstößen von Energieimporteuren gegen die Methanverordnung in den Jahren 2027 bis 2029 keine Bußgelder zu verhängen. Ausgenommen sind betrügerische Verstöße.

Die Empfehlung ist allerdings nicht rechtsverbindlich. Die EVP will dagegen erreichen, dass die gesetzlichen Pflichten selbst um drei Jahre verschoben werden. Damit hätten die Importeure auch rechtliche Planungssicherheit.

Mit Verweis auf den Iran-Krieg und die Energiepreiskrise erklärten Ehler und seine Parteikollegin Andrea Wechsler: „Wer in dieser Lage zusätzliche Rechtsunsicherheit für Energieimporte in Kauf nimmt, gefährdet Europas Versorgung und Wettbewerbsfähigkeit“.

Die deutsche Bundesregierung hat sich noch nicht auf eine gemeinsame Position zu den Plänen geeinigt. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) geht der einjährige Aufschub nicht weit genug, sie forderte zuletzt eine Verschiebung um drei Jahre. Umweltminister Carsten Schneider (SPD) will „mittel- und langfristig“ hingegen nicht an den Vorgaben rütteln.

Es sei „haarscharf“ vor der vollständigen Zahlungsunfähigkeit der HKG gelungen, die bisherigen Finanzpartner zu einer Einigung zu bewegen. Das sagte die Staatssekretärin im NRW-Ministerium für Wirtschaft, Industrie, Klimaschutz und Energie (MWIKE), Silke Krebs (Grüne), vor dem Wirtschaftsausschuss des Landtags.

Volker Dannert, technischer Geschäftsführer der HKG, hatte im September vergangenen Jahres angekündigt, Mittel für nur noch zwölf Monate zur Verfügung zu haben, und den vorsorglichen Insolvenzantrag damit begründet (wir berichteten).

Die Mittel für den sicheren Einschluss der Kraftwerksruine wurden knapp, weil der Bund sich 2022 aus der Zahlungsroutine verabschiedet hatte. Die HKG-Gesellschafter waren gemäß Verträgen weder verpflichtet einzuspringen noch ihre eigenen Zahlungen aufrechtzuerhalten.

HKG-Gesellschafter geben noch einmal Geld und Flächen

In der Folge und nach Gerichtsurteilen rutschte die Verantwortung für den Meiler an das Land NRW, das als Atomaufsicht die Sicherheit gewährleisten musste. Schon seit Dezember 2025 sei die HKG weitgehend handlungsunfähig gewesen, sagte Krebs weiter. Den umgehenden Auftrag für die Ersatzversorgung der Anlage hatte daraufhin die SPIE Sat GmbH in Worms erhalten.

Laut Staatssekretärin Krebs gibt es nun eine Einigung zwischen Bund, Land und den Gesellschaftern der HKW, namentlich RWE, Eon sowie die Stadtwerke Hagen, Bielefeld, Lüdenscheid, Wuppertal und Aachen. Demnach wollen die Unternehmen noch einmal Geld in die HKG schießen, um den Betrieb des sicheren Einschlusses zu gewährleisten. Dazu wollen die Gesellschafter Sachmittel bereitstellen. Das könnten zum Beispiel Flächen rund um den THTR sein, um Ablageflächen für den ab 2030 vorgesehenen Abriss zu haben.

Der Vertrag über diese Einigung soll noch bis Ende des Jahres unterschriftsreif sein, so Krebs. Das müsse allerdings „unter Hochdruck“ erfolgen. Danach solle die HKG in Bundeseigentum übergehen. Die HKG solle an die Entsorgungswerk für Nuklearanlagen GmbH (EWN) gehen und darin für den Rückbau des THTR weiterbestehen. Die EWN-Gruppe gehört zu 100 Prozent dem Bund und stemmt die Abwicklung der Atomkraftwerke in Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern.

Über die Höhe der Kosten für weiteren Einschluss und Abriss kursieren unterschiedliche Angaben. 2022 war von mehr als 700 Millionen Euro die Rede, diese Summe könnte inzwischen über 1 Milliarde Euro liegen. Das NRW-Finanzministerium hielt auf Anfrage dieser Redaktion an einer Summe von unter 1 Milliarde Euro fest. Eine Sprecherin gab aber zu bedenken, dass die tatsächlichen Gesamtkosten auch von der Preisentwicklung während des Rückbauzeitraums abhingen.

Die Aufteilung der weiteren Kosten zwischen Bund und Land folge einem bestimmten Kostenschlüssel, so Krebs im Ausschuss. Wie genau der aussieht und welche Beteiligung der Altgesellschafter möglich ist, kam im Ausschuss nicht zur Sprache und ist in den Verträgen zu klären.

Das MWIKE erklärte auf Anfrage dieser Redaktion, für den laufenden Betrieb allein im Jahr 2026 mit vermutlich 5 Millionen Euro in Vorleistung zu treten. Dieses Geld wolle das Ministerium von Mona Neubaur (Grüne) bei der rekapitalisierten HKG oder „andernfalls“ beim Bund geltend machen. Hintergrund: Das Land sei im Zuge der Bundesauftragsverwaltung tätig geworden.

Die Baukosten für den THTR in Höhe von 2 Milliarden Euro hatten seinerzeit der Bund zu 69 Prozent und das Land zu 11 Prozent getragen, die öffentliche Investitionszulage in Höhe von 10 Prozent nicht eingerechnet. Der THTR war auf eine elektrische Leistung von 300 MW ausgelegt. Das Innovative des 1971 in Bau gegangenen Projekts waren zu Kugelhaufen angeordnete Brennelemente, die aus Graphit sowie aus aus Thorium gewonnenem Uran bestanden.

Nach etlichen Verzögerungen ging der Reaktor 1983 in den Probebetrieb, 1985 speiste er erstmals Strom ein. Die Kugelelemente brachen allerdings, weitere Pannen und Störfälle brachten das Vorhaben endgültig zu Fall. Seit 1989 ist der THTR stillgelegt. (vs)

Der Gipfel startete am 19. Oktober mit einem Abendempfang und wird am 20. Oktober fortgesetzt. Reiche zufolge liegen bereits Investitionszusagen von mehr als 225 Milliarden Euro vor. Das sagte die Bundeswirtschaftsministerin im Deutschlandfunk. In dieser Summe seien ausschließlich Projekte mit einem Volumen von mehr als 100 Millionen Euro berücksichtigt. Welche Vorhaben konkret enthalten sind und inwieweit die Zusagen unmittelbar auf den Gipfel zurückgehen, war zunächst nicht bekannt.

Die Bundesregierung will mit der Veranstaltung zusätzliche private Investitionen anstoßen. Der Staat plant in den kommenden Jahren umfangreiche kreditfinanzierte Ausgaben, unter anderem für die Infrastruktur und die Transformation der Wirtschaft. Für einen nachhaltigen Aufschwung reichen öffentliche Mittel nach Einschätzung von Wirtschaftsvertretern jedoch nicht aus.

Wirtschaft fordert sinkende Energiekosten

Deutsche-Bank-Chef Christian Sewing und Siemens CEO Roland Busch übergaben der Bundeswirtschaftsministerin zum Auftakt am 19. Oktober den Standortbericht der Initiative „Made for Germany“. Diese beziffert das Investitions- und Finanzierungspotenzial in fünf Bereichen bis 2035 auf rund 2,9 bis 4,1 Billionen Euro. Neben KI identifiziert die Unternehmensinitiative Transformation und Zukunftstechnologien, Energiesysteme, Infrastruktur sowie Sicherheit und Verteidigung als zentral.

Sewing verwies auf die Größenordnung der anstehenden Investitionen. Die Aufgabe sei zu groß, um sie allein mit öffentlichen Mitteln zu bewältigen. Staatliche Investitionen könnten den Anstoß geben, für einen dauerhaften Erfolg müsse Deutschland aber zusätzlich privates Kapital in großem Umfang mobilisieren. Strukturelle Reformen beispielsweise für sinkende Energiekosten seien Voraussetzung für Investitionen.

Reiche nannte die Sozialversicherungssysteme und die damit verbundenen Arbeitskosten, einen flexibleren Arbeitsmarkt sowie längeres Arbeiten als Ansatzpunkte. Zudem müssten Bürokratie- und Energiekosten sinken. Bundeskanzler Merz kündigte an, den Reformkurs der Bundesregierung fortzusetzen. Dazu gehörten auch die Digitalisierung der Verwaltung sowie kürzere Planungs- und Genehmigungsverfahren, etwa für Rechenzentren.

Standort Deutschland soll attraktiver werden

Reiche warb zugleich für einen optimistischeren Blick auf Deutschland. Als Standortvorteile führte sie im Deutschlandfunk die Kreditwürdigkeit des Landes, einen Handelsüberschuss im dreistelligen Milliardenbereich, eine vergleichsweise geringe Verschuldung im internationalen Vergleich und rund 3.000 Unternehmensneugründungen zu Jahresbeginn an.

Die Ausgangslage allein dürfte Investoren allerdings nicht überzeugen. Nach einer Studie von Allianz Research gingen die Gesamtinvestitionen in Deutschland zwischen 2019 und 2025 um 6,4 Prozent zurück. Im übrigen Euroraum stiegen sie im selben Zeitraum um 6,7 Prozent, in den USA um 20,2 Prozent. Als Gründe für die Zurückhaltung gelten unter anderem hohe Energiekosten, eine hohe Steuer- und Abgabenbelastung sowie umfangreiche bürokratische Anforderungen.

Der Deutsche Industrie- und Handelskammertag (DIHK) begrüßte den Gipfel als wichtiges Signal. Entscheidend sei jedoch, dass daraus konkrete zusätzliche Investitionen entstünden, sagte DIHK-Außenwirtschaftschef Volker Treier. Auch Michael Hüther, Direktor des Instituts der deutschen Wirtschaft (IW) in Köln, betonte, dass Unternehmen ihre Standortentscheidungen von den wirtschaftlichen Rahmenbedingungen abhängig machten.

Künstliche Intelligenz als Investitionsfeld

Ein Schwerpunkt des Gipfels ist die industrielle Nutzung künstlicher Intelligenz (KI). Die Bundesregierung vereinbarte dazu eine Kooperation mit dem US-Chiphersteller Nvidia. Bundeskanzler Merz und Nvidia-Chef Jensen Huang wollen damit die digitale Transformation der deutschen Industrie, insbesondere des Mittelstands, beschleunigen.

Huang verwies auf das Vertrauen seines Unternehmens in den Standort Deutschland. Nvidia habe nach eigenen Angaben im vergangenen Jahr fast eine Milliarde US-Dollar in Deutschland investiert. Siemens-Chef Roland Busch bezeichnete industrielle KI als große Chance für Deutschland und mahnte ein höheres Tempo an.

Der Standortbericht „Reinventing Growth“ der Initiative Made for Germany steht im Internet bereit. (sh)

 
Deutschlandweit waren am 1. August dieses Jahren insgesamt rund 212.100 Ladepunkte für Elektrofahrzeuge in Betrieb, die das Anzeigeverfahren der Bundesnetzagentur abgeschlossen hatten. Die meisten Ladepunkte befanden sich im Bundesland Nordrhein-Westfalen. Unter anderem aufgrund von Nachmeldungen können die Zahlen nachträglich angepasst werden. Dadurch sind die Werte nicht uneingeschränkt miteinander vergleichbar.

CO2-Flottengrenzwerte als Investitionssignal

BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae verweist auf das bereits bestehende Ladeangebot. Nach Angaben des Verbands umfasst es laut E-Trucker-App bundesweit 789 Standorte. Diese seien strategisch entlang der Lkw-Routen positioniert und gewährleisteten eine gute Abdeckung des transeuropäischen Verkehrsnetzes (TEN-V) in Deutschland.

Für den weiteren Ausbau sei vor allem Verlässlichkeit bei den politischen Rahmenbedingungen entscheidend. Der BDEW fordert deshalb, die CO2-Flottengrenzwertregelung für Nutzfahrzeuge beizubehalten. „Sie schafft Planungssicherheit und stärkt das Vertrauen in Investitionen in elektrische Nutzfahrzeuge und die dazugehörige Ladeinfrastruktur“, begründetet Andreae. Davon seien sowohl Hersteller von E-Lkw und Ladestationen als auch Betreiber von Ladepunkten und Logistikunternehmen betroffen.

Kredite und EU-Fördermittel mobilisieren

Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der Finanzierung. Der BDEW spricht sich dafür aus, KfW-Kredite für E-Lkw-Ladehubs auch bei höheren Projektrisiken zu ermöglichen. Dafür müsse die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) ihre Kreditvergabekriterien anpassen und Ladeparks für elektrische Lkw ausdrücklich berücksichtigen.

Daneben sieht der Verband in der Alternative Fuels Infrastructure Facility (AFIF) der Europäischen Union ein geeignetes Instrument. Das Förderprogramm für alternative Kraftstoffinfrastrukturen sei europaweit einsetzbar und einfach zu handhaben. Der BDEW will damit zusätzliche Finanzierungsoptionen für den Ausbau der Ladeinfrastruktur erschließen.

Mehr geeignete Flächen bereitstellen

Als wesentliche Voraussetzung für den Hochlauf nennt der Verband den Zugang zu geeigneten Grundstücken. Er schlägt mehrere Maßnahmen vor: Ladeinfrastruktur im Außenbereich soll baurechtlich privilegiert werden. Zudem fordert der BDEW, das Förderprogramm für Lkw-Stellplätze neu aufzulegen und um die Elektrifizierung zu erweitern.

Auch Flächen der Autobahn GmbH des Bundes sowie geeignete Grundstücke in öffentlicher Hand sollen für den Aufbau von Lkw-Ladestandorten zur Verfügung stehen. Der Verband erwartet, dass sich damit zusätzliche Standorte erschließen und Ausbauvorhaben beschleunigen lassen.

Mess- und Eichrecht vereinfachen

Darüber hinaus dringt der BDEW auf einen Abbau bürokratischer Hürden. Insbesondere das Mess- und Eichrecht müsse praxistauglicher werden. Der Verband fordert eine Umsetzung der europäischen Measuring Instruments Directive (MID), die auf eine Vereinheitlichung der eingesetzten Messgeräte in Europa abzielt, ohne zusätzliche nationale Anforderungen einzuführen.

Zudem sollen die Landeseichbehörden Prüfmittel für Megawatt Charging Systems (MCS) bereitstellen. Diese Hochleistungsladesysteme sind für das schnelle Laden schwerer Nutzfahrzeuge vorgesehen. Die Kosten für ein entsprechendes Prüfgerät könnten sich laut BDEW auf einen sechsstelligen Eurobetrag belaufen.

Depotladen für Dritte öffnen

Neben öffentlichen Ladehubs spielt das Laden auf dem Betriebsgelände von Logistikunternehmen eine wichtige Rolle. Der BDEW fordert rechtliche Klarstellungen, damit Unternehmen ihre Depotladepunkte einfacher für Dritte zugänglich machen können. Das soll auch eine zeitweise Öffnung ermöglichen und die Auslastung vorhandener Infrastruktur verbessern. 

Außerdem sollen ordnungsgemäß an Dritte verkaufte Strommengen für das Laden von E-Lkw bei der Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) anerkannt werden können. „Eine verstetigte Förderung von Netzanschlüssen im Depot soll zudem deren frühzeitige Beauftragung erleichtern“, so Andreae.

Das Positionspapier „Fahrplan für E-Lkw-Ladehubs“ des BDEW steht zum Download bereit. (sh)

Untersucht wurden die Investitions- und Betriebskosten eines teilsanierten Einfamilienhauses der Energieeffizienzklasse F. Besonders deutlich fällt der Kostenvorteil aus, wenn Eigentümer eine Photovoltaikanlage installieren und die maximale Förderung der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) erhalten.

Die Berechnung berücksichtigt die neuen Förderstufen, die sich stärker an Einkommen und Haushaltssituation orientieren, sowie aktuelle Annahmen zur Energiepreisentwicklung. Demnach ist die Wärmepumpe langfristig in allen untersuchten Varianten günstiger als eine neue Gasheizung – auch unabhängig von der Höhe des Einkommensbonus. Eine Photovoltaikanlage auf dem eigenen Dach verstärkt den wirtschaftlichen Vorteil.

Förderbedingungen verändern die Wirtschaftlichkeit

Neben der Wahl des Heizsystems spielt der Zeitpunkt des Heizungstauschs eine wichtige Rolle. Laut WWF können Verbraucher, die erst im August 2028 statt im Oktober 2026 auf eine Wärmepumpe umsteigen, zwischen 4.600 und 5.380 Euro weniger einsparen. Die Differenz hängt von der jeweiligen Förderquote ab. Hintergrund ist, dass der Geschwindigkeitsbonus ab August 2028 entfällt und sich dadurch die Förderbedingungen verschlechtern.

Der WWF sieht darin einen Anreiz, den Heizungstausch nicht aufzuschieben. „Wer heute klimafreundlich handelt, handelt auch wirtschaftlich vernünftig“, sagt Sebastian Breer, Gebäudeexperte beim WWF Deutschland. Wärmepumpen könnten nicht nur die Heizkosten senken, sondern auch die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten verringern. Langfristig sichere und bezahlbare Energiepreise seien ein weiterer Vorteil.
 
Gaspreise bleiben ein Unsicherheitsfaktor

Für die Wirtschaftlichkeitsberechnung hat der WWF auch künftige Kostenentwicklungen beim Heizen mit Gas einbezogen. Dazu zählen steigende Gasnetzentgelte, höhere CO2-Preise und die Vorgaben zur zunehmenden Beimischung von Biomethan. Diese sogenannte Biotreppe ist im Gebäudemodernisierungsgesetz festgeschrieben.

Die Modellrechnung bildet allerdings nicht sämtliche Risiken ab. Dazu gehören mögliche zusätzliche Preissteigerungen bei fossilen Energieträgern infolge geopolitischer Konflikte. Der WWF bezeichnet die verwendeten Preisannahmen als konservativ und empfiehlt Verbrauchern, solche Unsicherheiten bei ihrer Entscheidung ebenfalls zu berücksichtigen.

WWF fordert verlässliche Förderung

Der Umweltverband sieht die BEG als wichtigen Baustein für die Wärmewende und den Klimaschutz. Deshalb müsse die Bundesregierung die Finanzierung der Förderung langfristig im Bundeshaushalt sichern, statt die verfügbaren Mittel wie geplant schrittweise zu reduzieren. Der Einbau von Wärmepumpen und Photovoltaikanlagen in Wohngebäuden sei zudem ein wichtiger Schritt zur Elektrifizierung des Energiesystems.

Zugleich fordert der WWF, den Zugang zu Fördermitteln und Krediten zu verbessern. Denn Wärmepumpen erfordern in der Regel höhere Anfangsinvestitionen als Gasheizungen. Auch Haushalte mit geringem Einkommen sollten die Möglichkeit erhalten, auf die langfristig günstigere Heiztechnik umzusteigen.

Darüber hinaus spricht sich der Verband gegen die Förderung von Heizoptionen aus, deren ausreichende Verfügbarkeit nicht gewährleistet sei, etwa Wasserstoff, oder die nicht grundsätzlich klima- und umweltfreundlich seien, etwa Biomasse.

Da die Berechnung nur ein Beispielgebäude betrachtet, lässt sich das Ergebnis nicht ohne Weiteres auf alle Wohngebäude übertragen. Der WWF empfiehlt deshalb eine unabhängige, individuelle Energieberatung vor dem Heizungstausch.

Die vollständige Berechnung zur Wirtschaftlichkeit von Wärmepumpen steht im Internet bereit. (sh)

Die Analyse erschien am 20. Oktober vor dem Hintergrund der geplanten Überarbeitung des EU-Rahmens für Energiesicherheit und der Verhandlungen über den Energieregelungsrahmen für die Zeit nach 2030. Obwohl die EU ihre Energieversorgung seit Beginn des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine diversifiziert hat, sieht Strategic Perspectives weiterhin strukturelle Risiken. Dazu zählen unterbrochene Brennstofflieferungen, Einschränkungen bei der Versorgung mit kritischen Rohstoffen, hybride Angriffe und konventionelle Kriege.

Öl und Gas besonders anfällig

Wie stark die Energiequellen betroffen wären, hängt laut Bericht vom jeweiligen Krisenszenario ab. Im schwerwiegendsten untersuchten Fall, einem konventionellen Krieg, ist die Ölversorgung der EU demnach fünfmal anfälliger für Unterbrechungen als die Versorgung durch erneuerbare Energien. Bei Pipeline-Gas liegt die Anfälligkeit etwa viermal so hoch. Ein geringerer Verbrauch fossiler Brennstoffe könne deshalb sowohl das Risiko von Versorgungsengpässen als auch die Auswirkungen volatiler Energiepreise reduzieren.

Auch die Kernenergie ist Risiken ausgesetzt. Brennstoffvorräte und die langen Abstände zwischen den Brennstoffwechseln begrenzen laut Strategic Perspectives jedoch die kurzfristigen Folgen unterbrochener Lieferungen.
Wind-, Solar- und Wasserkraft schneiden in allen sechs Szenarien am besten ab. Risiken bestehen allerdings bei den Lieferketten für kritische Rohstoffe.

Lieferausfälle könnten die Herstellung, Wartung und Erweiterung von Anlagen beeinträchtigen. Bereits installierte Anlagen könnten dagegen weiterhin Strom erzeugen. Der Thinktank empfiehlt daher, internationale Partnerschaften zu diversifizieren und die europäischen Kapazitäten für Fertigung, Verarbeitung und Recycling auszubauen. Damit ließen sich Versorgungsrisiken begrenzen und zugleich industrielle Wertschöpfung in Europa stärken.
 
Elektrifizierung soll Importe senken

Ein zentraler Ansatzpunkt ist laut Bericht die Elektrifizierung von Verkehr, Wärmeversorgung und weiteren Anwendungsbereichen. Damit ließen sich die Öl- und Gasimporte Europas um etwa zwei Drittel reduzieren. Strategic Perspectives fordert dafür ein verbindliches, EU-weites Elektrifizierungsziel von 46 Prozent bis 2040. Außerdem soll der Anteil fossilfreien Stroms bis 2035 mindestens 90 Prozent erreichen.

Weitere Empfehlungen betreffen die Widerstandsfähigkeit der Energieinfrastruktur. Der Thinktank spricht sich dafür aus, kritische Engpässe in der Versorgung zu beseitigen, eine gemeinsame europäische Reserve an Reparaturausrüstung aufzubauen und die Energieautonomie bei grundlegenden Versorgungsleistungen zu stärken.

Strategische Prioritäten für die Energiepolitik

Neil Makaroff, Direktor von Strategic Perspectives, sieht die künftige Energiesicherheit vor allem als Frage politischer Entscheidungen. „Keine einzelne Energiequelle kann allein die Widerstandsfähigkeit garantieren“, sagte er. Öl und Gas erhöhten dagegen die Anfälligkeit für geopolitische Schocks. Die EU müsse deshalb die risikoreichsten Energiequellen schrittweise ersetzen und stärker in Stromnetze, Speicher, erneuerbare Energien und Elektrifizierung investieren.

Energieanalyst Marin Gillot verweist auf die unmittelbaren Folgen internationaler Konflikte für europäische Verbraucher und Unternehmen. Die Abhängigkeit von importierten fossilen Energieträgern übertrage Krisen im Ausland auf die Energiekosten in Europa. Erneuerbare Energien könnten die Auswirkungen von Brennstoffausfällen, Rohstoffexportbeschränkungen und Kriegen begrenzen.

Geschäftsführerin Linda Kalcher fordert ebenfalls eine beschleunigte Elektrifizierung auf Basis fossilfreier Energie. Solange Europa auf Öl- und Gasimporte angewiesen sei, bleibe es geopolitischen Krisen und Preisschocks ausgesetzt. Kalcher sieht den anstehenden Energierat als mögliche Gelegenheit, die europäische Energiepolitik neu auszurichten.

Der Bericht „The Energy Security Switch“ von Strategic Perspectives steht im Internet bereit. (sh)

Für den Anstieg gegenüber dem Vormonat waren vor allem höhere Importpreise für Erdgas und Erdöl verantwortlich. Erdgas verteuerte sich um 9,8 Prozent, die Einfuhrpreise für Erdöl stiegen um 5,2 Prozent. Dagegen gingen die Importpreise für Steinkohle um 1,6 Prozent zurück. In Deutschland gewonnene Braunkohle verbilligte sich um 14,0 Prozent.

Gegenüber dem Vorjahresmonat lagen insbesondere die Importpreise für Erdgas und Erdöl deutlich höher. Für Erdgas mussten 41,9 Prozent mehr bezahlt werden, bei Erdöl betrug der Anstieg 32,0 Prozent. In Deutschland geförderte Braunkohle war dagegen um 6,1 Prozent günstiger als im August 2025.

Der Teilindex für Sekundärenergie stieg im August um 3,1 Prozent auf 138,6 Punkte. Gegenüber dem Vorjahresmonat lag er 16,8 Prozent höher. Den stärksten Preisanstieg gegenüber Juli verzeichnete importierter Strom mit 20,2 Prozent. In Deutschland produziertes Flüssiggas verteuerte sich um 6,2 Prozent, Diesel um 5,6 Prozent.

Im Vergleich zum August 2025 lagen vor allem die Preise für Leichtes Heizöl und Diesel deutlich höher. Leichtes Heizöl verteuerte sich um 65,3 Prozent, Diesel um 41,0 Prozent.

Wesentlich stabiler entwickelten sich die Fernwärmepreise. Sie stiegen gegenüber Juli um 0,2 Prozent und lagen 0,5 Prozent unter dem Vorjahresniveau.

Der Strompreisindex, der im Teilindex für Sekundärenergie enthalten ist, erreichte im August 113,3 Punkte. Gegenüber Juli stieg er um 3,0 Prozent. Im Vergleich zu August 2025 lagen die Strompreise um 1,6 Prozent höher.
 
Um die Unternehmen zu entlasten, fordert die VBW eine Senkung der Energiekosten. Dazu gehören eine dauerhafte Absenkung der Stromsteuer für die gesamte Wirtschaft und das Aussetzen des nationalen CO2-Preises.

Hauptgeschäftsführer Bertram Brossardt kritisiert zudem die Ausgestaltung des Industriestrompreises. „Die Einführung des Industriestrompreises war ein wichtiges Signal. Die Wirkung bleibt jedoch begrenzt“, erklärt er. Nur die Hälfte des Stromverbrauchs sei förderfähig. Zudem müssten 50 Prozent der erhaltenen Beihilfen in Maßnahmen zur Dekarbonisierung und Steigerung der Energieeffizienz fließen. Auch die Befristung auf drei Jahre schränke die Wirksamkeit ein. „Hier muss die EU den Weg für wirkungsvolle Entlastungen freimachen“, fordert Brossardt. (sag)

Beide Leistungen will Rabot in einem Vertrag und einer gemeinsamen Abrechnung bündeln. Es soll sich damit anfühlen „wie bisher in der sicheren EEG Vergütung“, heißt es in einer Mitteilung. Das Marktpreisrisiko für die Einspeisung liegt nach Unternehmensangaben beim Vermarkter.

Rabot Energy schreibt, das Direktvermarktungsangebot für kleine Photovoltaikanlagen sei im November 2026 für alle Besitzer von PV-Anlagen möglich. Der eigentliche Start des Direktvermarktungsangebot sei jedoch für 2027 vorgesehen. Bereits „heute“ könnten sich interessierte Anlagenbetreiber jedoch informieren und ihr Interesse bekunden. „Die konkreten Konditionen werden zum Marktstart veröffentlicht“, heißt es weiter.

Als möglichen Einspeisewert nennt das Unternehmen mehr als zwölf Cent pro Kilowattstunde. Grundlage seien aktuelle Energiepreisannahmen und Profile von PV-Anlagen für 2027. Dieser Wert könnte die gegenwärtige EEG-Einspeisevergütung für neue kleine Dachanlagen von rund acht Cent übertreffen. Eine Preiszusage ist das jedoch nicht.

Auf seiner Website weist Rabot für sein Angebot bislang unverbindliche Werte von sieben bis acht Cent je Kilowattstunde aus, Stand 24. September. Unter welchen Bedingungen die nun genannten höheren Erlöse erreichbar wären, geht aus der Mitteilung nicht hervor.

Zentrale Voraussetzung für das Vermarktungsmodell ist die Steuerung der Einspeisung. Eine zeitliche Verschiebung soll es Rabot ermöglichen, am Markt höhere Erlöse zu erzielen, obwohl Anlagenbetreiber einen festen Vergütungssatz erhalten.

Heimenergiemanagement als Basis

Für die Anbindung setzt das Unternehmen nach eigenen Angaben auf vorhandene Heimenergiemanagementsysteme (HEMS), statt eigene Steuerungshardware vorzuschreiben. Als Partner nennt Rabot Energy die HEMS-Anbieter Kiwigrid und E3/DC. Neben einem kompatiblen HEMS benötigen Teilnehmer einen Batteriespeicher und ein intelligentes Messsystem (iMSys).

„Unser Ziel ist es, diese Infrastruktur mit der Vermarktung zu verbinden, ohne dass Anlagenbetreiber dafür zusätzliche Hardware benötigen“, sagt Niklas Riplinger, Commercial Lead für Energie-Ökosysteme bei Rabot Energy.

Rabot will auch über die Energiemanagementanbieter und deren Installationspartner Kunden gewinnen. Das Unternehmen verspricht, Anmeldung, Abrechnung und Kommunikation mit den Marktpartnern für die Kunden zu übernehmen.

Der Einstieg in die Direktvermarktung war bereits am 29. Juli angekündigt worden. Damals stellte Rabot Energy zusammen mit dem HEMS-Anbieter „clever-PV“ und dem Messstellenbetreiber Inexogy eine gemeinsame Lösung für kleine PV-Anlagen vor. In dieser Ankündigung war noch davon die Rede, die an der Börse erzielten Erlöse an die Betreiber weiterzugeben. Die neue Mitteilung rückt dagegen die feste Vergütung und die Übernahme des Preisrisikos durch Rabot in den Mittelpunkt.

Hintergrund ist die geplante EEG-Novelle 2027, über die noch parlamentarisch beraten wird. Sie sieht vor, die feste Einspeisevergütung für neue Anlagen schrittweise durch eine Direktvermarktung abzulösen. Für kleine Anlagen unter 25 Kilowatt ist unter anderem ein befristeter Direktvermarktungsbonus vorgesehen. Förderansprüche von Bestandsanlagen sollen unberührt bleiben. Zugleich kommen als Kunden für neue Vermarktungsmodelle Betreiber infrage, deren 20-jährige EEG-Förderung ausläuft. (fw)

Das Fraunhofer-Institut für Grenzflächen- und Bioverfahrenstechnik (IGB) hat eine Datenplattform entwickelt, mit der Betreiber von Biogasanlagen ihre Stromerzeugung an den Börsenpreisen ausrichten können, teilte das IGB am 20. Oktober mit. Die Technik verbindet laut den Entwicklern Prozessdaten aus der Anlagensteuerung mit Prognosen zur Gasproduktion und zur Entwicklung der Strompreise. Damit sollen auch Bestandsanlagen ihre Fahrweise an die Anforderungen des Strommarktes anpassen können, ohne die Anlagensteuerung austauschen zu müssen.

In einer Biogasanlage entsteht eine erhebliche Menge an Daten: Sensoren erfassen Temperaturen im Fermenter, die Zusammensetzung des Biogases oder den Füllstand des Gasspeichers. Die Anlagensteuerung kennt Drehzahlen, Laufzeiten und Betriebszustände von Pumpen und Rührwerken. Zudem registriert sie Warnungen und Störungen.

Der Großteil dieser Informationen wird allerdings allein für den unmittelbaren Anlagenbetrieb genutzt. „Für längerfristige Auswertungen, Prognosen oder eine übergreifende Optimierung stehen die Daten häufig nicht in der benötigten Form zur Verfügung“, erklärt Alexander Laug, Verfahrensingenieur am Fraunhofer IGB. Messwerte werden oft nur für eine begrenzte Zeit gespeichert, Datenstrukturen unterscheiden sich, wichtige Kontextinformationen wie Betriebszustände oder Grenzwerte liegen nur isoliert vor. Hier stetzt die neue Lösung an. 

Betriebsdaten bleiben auf der Anlage

Die entwicklete Datenplattform macht diese Prozessdaten von den Anlagen nutzbar: „Unser Edge Device ist ein Industriecomputer, der direkt an der Anlage installiert wird. Er ergänzt die bestehende speicherprogrammierbare Steuerung, kurz SPS, um eine zusätzliche Daten- und Rechenebene“, erläutert Laug. Auf diese Weise entsteht eine Datenbasis, in der aktuelle Messwerte, historische Verläufe und die zugehörigen Betriebszustände miteinander verknüpft werden können. Auch externe Informationen lassen sich abrufen und ergänzen − etwa Strompreis- oder Wetterprognosen.

Damit könne das Edge Device als Bindeglied zwischen klassischer Anlagenautomatisierung und datenbasierter Betriebsführung genutzt werden. Während die SPS für den zuverlässigen Anlagenbetrieb zuständig bleibt, ergänzt das Edge Device diese Ebene um Datenspeicherung, Auswertung und Rechenleistung für Prognose-, Optimierungs- und KI-Modelle. 

Ein hoher prognostizierter Strompreis führt laut den Forschenden somit nicht automatisch zu einer Empfehlung für die Stromerzeugung. Das Modell prüft zugleich, ob zum betreffenden Zeitpunkt genügend Biogas zur Verfügung steht und das Blockheizkraftwerk die vorgesehene Leistung erbringen kann. Daraus entsteht ein Fahrplan für die Stromproduktion. Ziel ist es, die Einspeisung auf Zeiträume mit höheren Markterlösen zu verlagern. Die Modelle können zunächst Empfehlungen für das Betriebspersonal erstellen, ohne selbst in die Anlagensteuerung einzugreifen.

Ein wichtiges Merkmal der Plattform ist laut dem IGB zudem die Verarbeitung der Daten am Anlagenstandort. Der Industriecomputer übernimmt die Speicherung und Auswertung, sodass die Betriebsdaten nicht zwangsläufig an einen Cloud-Dienst übertragen werden müssen. Betreiber können festlegen, welche Informationen die Anlage verlassen. 

Das Fraunhofer IGB sieht Einsatzmöglichkeiten auch außerhalb der Biogasbranche. Als Beispiele nennt das Institut Kläranlagen, Bewässerungssysteme und Anlagen zur Trinkwasserversorgung. In Kläranlagen könnten entsprechende Modelle unter anderem die Belüftung der biologischen Reinigungsstufe an den Bedarf anpassen oder den Betrieb von Aggregaten überwachen. (hr)

Die Bohrung soll vier thermalwasserführende Gesteinsschichten, sogenannte Aquifere, erschließen und untersuchen. Dazu will die BEW Bohrkerne gewinnen und hydraulische Tests durchführen. Die Ergebnisse sollen belastbare Daten zu den geologischen und hydraulischen Eigenschaften der Reservoire liefern. Auf dieser Grundlage lassen sich die technische Machbarkeit und die Wirtschaftlichkeit einer späteren geothermischen Nutzung bewerten.

Senat steuert die Vergabe der Nutzungsrechte

Die Senatsverwaltung für Mobilität, Verkehr, Klimaschutz und Umwelt (SenMVKU) hatte das Vergabeverfahren im Dezember 2025 gestartet. Es umfasst sieben Teilgebiete des landeseigenen Erlaubnisfeldes „Erdwärme Berlin“. Das Land vergibt die Nutzungsrechte nach der Konzessionsvergabeverordnung (KonzVgV) und will damit die Erschließung der tiefen Geothermie transparent und wettbewerblich steuern.

Der nun erteilte Zuschlag betrifft ein Teilgebiet im Nordosten Berlins. Nach Angaben der Senatsverwaltung soll die Entwicklung der Geothermieprojekte mit der „Roadmap Tiefe Geothermie“ des Landes im Einklang stehen. Mit den Aufsuchungsrechten erhält die BEW die Grundlage, das geothermische Potenzial am Standort Marzahn genauer zu untersuchen.

Berlins Umweltsenatorin Ute Bonde (CDU) sieht in der Bohrung einen wichtigen Schritt für die Wärmewende. „Ob und wie sich die Wärme aus der Tiefe nutzen lasse, muss vor Ort untersucht werden“, erklärte sie. Bohrkerne und hydraulische Tests könnten Erkenntnisse liefern, die auch für weitere Standorte in Berlin relevant seien. Dass das Land die Nutzungsrechte selbst vergebe, ermögliche es, die Gebiete und Rahmenbedingungen der Erschließung gezielt zu bestimmen.

Daten sollen Risiken weiterer Projekte senken

Auch für die BEW ist die Erkundung Teil ihrer langfristigen Dekarbonisierungsstrategie. Geschäftsführer Christian Feuerherd erklärte, das Unternehmen wolle mit der Bohrung belastbare Daten gewinnen, um das Potenzial der tiefen Geothermie für die Berliner Wärmeversorgung einzuschätzen. „Die Technologie kann einen Beitrag dazu leisten, die Wärmeerzeugung schrittweise von fossilen Energieträgern unabhängiger zu machen“, hofft er.

Die gewonnenen Daten sollen zugleich das Explorationsrisiko künftiger Geothermieprojekte in Berlin verringern. Denn bevor weitere Anlagen geplant werden können, müssen die Eigenschaften der unterirdischen Wärmereservoire ausreichend bekannt sein. Die erste Bohrung dient damit zunächst der Erkundung; ob und in welchem Umfang sich die Wärme wirtschaftlich nutzen lässt, müssen die Untersuchungen zeigen.

Weitere Vergaben bereits geplant

Der Zuschlag für Marzahn bildet den Auftakt für weitere Vergaben in den sechs übrigen Teilgebieten des Erlaubnisfeldes „Erdwärme Berlin“. Das Land will damit die Voraussetzungen schaffen, um tiefe Geothermie langfristig stärker für die Wärmeversorgung der Hauptstadt zu nutzen.

Die Technologie erschließt Wärme aus tieferen Gesteinsschichten und könnte künftig dazu beitragen, den Einsatz fossiler Energieträger in der Wärmeversorgung zu reduzieren. Welchen konkreten Beitrag sie in Berlin leisten kann, hängt unter anderem von den geologischen Bedingungen, den technischen Ergebnissen der Erkundung und der Wirtschaftlichkeit einer späteren Nutzung ab. (sh)

Die ausgearbeiteten Verträge liegen dem Stadtrat inzwischen vor, der noch seine finale Zustimmung für das Joint Venture geben muss. Die Fernwärme GmbH würde die bisherige Kooperation von Iqony – früher Uniper, heute Steag-Iqony-Group – mit der Kommune auf eine neue Ebene hieven.

Seit dem Jahr 2000 hatte Iqony die Konzession für die Wärmeversorgung über das Leitungsnetz inne. Für das Nutzen städtischer Flächen für den Betrieb und den Ausbau des Netzes zahlte Iqony jährlich 1,5 Prozent des Nettoumsatzes an die Stadt.

Diesen Vertrag hat die Kommune mit Blick auf die kommende Fernwärme GmbH inzwischen gekündigt. Die Stadtwerke, an der die Kommune mit 50,1 Prozent und die Gelsenwasser AG zu 49,9 Prozent beteiligt sind, sollen im Auftrag der Stadt genau die Hälfte der Anteile an der neuen Gesellschaft erwerben.

Auf Castrop-Rauxel kommen weitere Ausgaben zu. Denn die Stadtwerke sollen sich auch in das bestehende Leitungsnetz einkaufen und 50 Prozent des ermittelten Anlagenwertes an die Iqony Wärme GmbH überweisen. Das geplante Vorgehen erfolgt offenbar im Einvernehmen aller Beteiligten. Eine Ratsvorlage zum Thema jedenfalls spricht davon, dass die gemeinsame Fernwärmegesellschaft auch die Zielsetzung innerhalb der Steag-Iqony-Group sei.

Die neue Gesellschaft will die Versorgung mit Fernwärme anpacken. In Castrop-Rauxel, wo mehr als 70.000 Menschen zu Hause sind, soll die Transformation der Fernwärme bis 2040 greifen. Erste Ideen nehmen den Ersatz zweier Gasturbinen durch Wärmepumpen in den Blick. (vs)

Dazu gehören mehrere Schulgebäude, das Amt für Soziale Dienste, eine Zweigstelle der Stadtbibliothek Bremen und die Stadtteilbibliothek Vegesack. Der Gesamtwärmebedarf der für das Wärmenetz vorgesehenen öffentlichen Gebäude vom Immobilien Bremen beträgt etwa 5 Millionen kWh pro Jahr. Die sieben Liegenschaften liegen alle im Stadtteil in Vegesack und sollen bis Ende 2028 an das neu entstehende Fernwärmenetz in Bremen-Nord angeschlossen sein. Die Wärme stammt überwiegend aus Abwärme des Heizkraftwerks Blumenthal auf dem Gelände der ehemaligen Bremer Wollkämmerei.

Bereits 2025 hatten Immobilien Bremen und Enercity Contracting die Fernwärmeversorgung von drei Schulstandorten in Blumenthal vereinbart. Mit den sieben Gebäuden in Vegesack umfasst die Zusammenarbeit nun zehn Standorte beziehungsweise Liegenschaften. 

In den Stadtteilen Blumenthal und Vegesack betreut Immobilien Bremen mehr als 60 öffentliche Liegenschaften, darunter Schulen, Polizeiwachen, Feuerwehren und Verwaltungsgebäude. Mehr als die Hälfte dieser Gebäude befindet sich nach Unternehmensangaben in der Nähe des Wärmenetzes, dessen Bau Enercity Contracting Anfang 2025 begonnen hat. Die Partner wollen deshalb weitere Standorte für einen Anschluss prüfen. Bremen verfolgt mit seinem Aktionsplan Klimaschutz das Ziel, bis 2038 Klimaneutralität zu erreichen.

Die Arbeiten starten voraussichtlich Anfang des nächsten Jahres. Großabnehmer, wie die Einrichtungen von Immobilien Bremen, sollen hierfür die Basis für einen wirtschaftlich tragfähigen Ausbau des Netzes stellen. Zudem erhalten auch Eigentümer mit geringerem Wärmebedarf, die ebenfalls direkt an den Verteilleitungen liegenden, ein Angebot für den Anschluss an die Fernwärme. (hr)

Ende November hätte Behrendt elf Jahre beim kommunalen Versorger im Landkreis Vorpommern-Greifswald vollgemacht. Dem stand der politische Wille in der Stadt entgegen. In einer nicht-öffentlicher Sitzung sollen sich ausnahmslos alle Fraktionen für den Wechsel in der Geschäftsführung ausgesprochen haben. Die Kommune ist Alleingesellschafterin bei den Stadtwerken.

Der Mitteilung über die Personalie zufolge soll es sich um eine „gemeinsam getragene“ Entscheidung „für einen abgestimmten und verantwortungsvollen Übergang in der Geschäftsführung“ handeln. Gründe für die Ablösung Behrendts sind daraus nicht zu entnehmen.

Die Politik, so erklärte der parteilose Bürgermeister Danny Rodewald auf Anfrage dieser Redaktion, habe sich „gegen die öffentliche Benennung der Gründe ausgesprochen“. Behrendt sei in den Prozess eingebunden gewesen, heißt es in der Mitteilung, die Rodewald und die Fraktionen gemeinsam verfasst hatten.

Am 1. Oktober hatte die Pasewalker Stadtvertretung in nicht-öffentlicher Sitzung eine Weisung an die städtischen Vertreterinnen und Vertreter im Aufsichtsrat ausgesprochen. Diese sollten im Kontrollgremium den Stabwechsel abnicken. Ein bemerkenswerter Vorgang, der am 13. Oktober dann seinen Abschluss mit der Sitzung und Abstimmung des Aufsichtsrats fand. Gleichwohl betonen Bürgermeister und Fraktionen in der Mitteilung, elf Jahre „gut und vertrauensvoll“ mit Behrendt zusammengearbeitet zu haben.

Das Jahr 2026 hatte bei den Stadtwerken Pasewalk bereits unruhig begonnen. Es mehrte sich Kritik aus Unternehmenskreisen an schleppend umgesetzten Infrastrukturprojekten, die Rede war von einem Wasserstoffvorhaben und der Kabeltrasse zu einem Batteriespeicher. Bürgermeister Rodewald erklärte auf Nachfrage dazu, nach Aussagen der „Stadtpolitik“ hätten diese Ereignisse nichts mit der Abberufung zu tun. Gleichwohl stünden einige der Projekte „leider noch immer aus“. (vs)
 

Trotz einer jüngsten Eskalation der Feindseligkeiten rund um die Wasserstraße würden die Rohölexporte aus dem Golf in beschleunigtem Tempo fortgesetzt, so die USA. US-Energieminister Chris Wright erklärte gegenüber Fox News, dass sich die Liefermengen auf etwa 80 Prozent ihres Vorkriegsniveaus erholt hätten, obwohl die Lieferungen von Raffinerieprodukten weiterhin eingeschränkt seien.

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt, der sich damit der Tendenz für Gas und Öl anschloss. Der Day-Ahead gewann im Base 16,25 auf 212,25 Euro je Megawattstunde und im Peak 33,00 auf 234,00 Euro je Megawattstunde. An der Börse wurde die Grundlast mit 211,94 Euro und die Spitzenlast mit 233,56 Euro ermittelt.

Händler führten die Gewinne für den Day-ahead auf die geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung zurück, die für den Mittwoch erwartet wird. Die Meteorologen von Eurowind rechnen nur mit 13,6 Gigawatt, während für den Berichtstag 27,4 Gigawatt erwartet wurden. Ab Donnerstag allerdings steht eine sehr viel höhere Einspeiseleistung von Wind und Solar ins Haus. Für den kommenden Samstag und Sonntag werden Einspeisemengen von bis 50 Gigawatt prognostiziert.

Das Strom-Cal-27 gewann am Berichtstag infolge höherer Preise für Gas und Öl um 1,40 auf 148,27 Euro je Megawattstunde hinzu.

CO2: Leichter haben sich die CO2-Preise am Dienstag gezeigt. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.43 Uhr 0,34 auf 85,06 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 85,85 Euro, das Tief bei 84,53 Euro. 

Bereits am Vortag hatte sich der CO2-Handel träge gezeigt. Marktbeobachter führen diesen Effekt auf die Verhandlungen um eine Neuausrichtung des ETS zurück. So hat der Umweltausschuss des Europäischen Parlament (EP) am späten Montagabend knapp 100 Millionen zusätzliche kostenlose CO2-Zertifikate für die Industrie im Zeitraum 2026 bis 2030 gefordert. Dadurch soll die Wettbewerbsfähigkeit der EU-Wirtschaft gestärkt und die Verlagerung energieintensiver Produktion in Drittstaaten (Carbon Leakage) mit weniger starken Klimaschutzauflagen verhindert werden. Der Entwurf geht über den Vorschlag der Kommission hinaus, die nur 88 Millionen neue Zertifikate ausgeben will. Der Rat hingegen fordert in seiner Verhandlungsposition 121 Millionen neue Zertifikate. Bereits am Donnertag könnte das Parlament über den Vorschlag des Ausschusses abstimmen.

Erdgas: Mit einem Plus haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt. Der richtungsweisende Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.25 Uhr 2,036 auf 90,116 Euro.

Laut dem britischen Koordinierungszentrum für die Handelsschifffahrt (UKMTO) wurde am Samstag auf einen LNG-Tanker in der Nähe Jemen geschossen. Letztlich musste der Tanker laut UKMTO seinen Kurs ändern. Angriffe auf Tanker haben sich im Mittleren Osten über die vergangenen Wochen deutlich intensiviert, bislang waren LNG-Tanker aber nur wenig betroffen. Der jüngste Vorfall dürfte die Hoffnung der Marktteilnehmer dämpfen, dass die ohnehin eingeschränkten LNG-Lieferungen aus dem Mittleren Osten in den kommenden Wochen wieder stärker zulegen werden. Der asiatische Gaspreis stieg auf rund 91 Euro je Megawattstunde und zieht auch die europäischen Preise nach oben, da sonst Europa im Wettbewerb um LNG nicht bestehen kann. (cdg)