Überblick über die Nachrichten aus dem Brennstoff- und Energiesektor (TEK) am 4. November 2025: Entscheidungen der OPEC+, Sanktionen gegen Russland, rekordmäßiger LNG-Export aus den USA, Klimapolitik der EU und Entwicklung erneuerbarer Energien. Analyse der wichtigsten Ereignisse auf dem globalen Energiemarkt.
Ölmarkt: Entscheidungen der OPEC+ und Preisdynamik
Der globale Ölmarkt zeigt angesichts der jüngsten Entscheidungen der OPEC+ eine vorsichtige Optimismus. **Die Organisation der erdölexportierenden Länder und ihre Verbündeten** einigten sich am Sonntag darauf, die Förderung im Dezember leicht zu erhöhen (ungefähr um 137.000 Barrel pro Tag), gleichzeitig jedoch im ersten Quartal 2026 eine Pause einzulegen. Dieser Schritt ist darauf ausgerichtet, ein mögliches Überangebot zu Beginn des nächsten Jahres zu verhindern. Gleichzeitig stabilisierten sich die *Ölpreise* auf relativ niedrigen Niveaus: **Brent** bewegt sich um $64–65 pro Barrel, während der US-**WTI** bei etwa $60 liegt. Der Markt balanciert den Einfluss zusätzlicher Barrels von OPEC+ auf der einen Seite und die Entscheidung über die Produktionspause auf der anderen, während auch Bedenken hinsichtlich übermäßiger Bestände und schwacher Wirtschaftsdaten aus Asien berücksichtigt werden.
- OPEC+ erhöht die Produktion im Dezember: Acht Mitglieder des Bündnisses erhielten die Erlaubnis, die Gesamtquote auf etwa 33,15 Millionen Barrel/Tag zu erhöhen und die vorherigen Einschränkungen auszugleichen.
- Pause im Jahr 2026: Von Januar bis März wird OPEC+ die Angebotsmenge nicht erhöhen, was den Wunsch signalisiert, die Preise zu unterstützen und einen „Marktabsturz“ zu Beginn des Jahres zu vermeiden.
- Preisstabilisierung: Nachrichten über die Pause halfen, einen drastischen Preisrückgang zu verhindern; Analysten merken an, dass das Bündnis die Marktsituation genau beobachtet und bereit ist, die Strategie zur Gewährleistung der Preisstabilität schnell zu ändern.
Eine Reihe von Investmentbanken hat ihre Ölprognosen nach oben korrigiert: Die Entscheidung der OPEC+ wird als Hinweis gewertet, dass das Kartell den **Ölpreis** vor einem übermäßigen Rückgang schützen wird. So erwarten einige Analysten, dass der Durchschnittspreis für **Brent** in der ersten Hälfte des Jahres 2026 um die $60 pro Barrel stabil bleibt. Ähnliche Ansichten vertreten auch die OPEC selbst – der Generalsekretär der Organisation bemerkte, dass er „gesunde Anzeichen der Nachfrage“ sieht und keine Überraschungen auf dem Markt erwartet, da die Produzenten beabsichtigen, das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage zu bewahren.
Sanktionsdruck und Umstrukturierung der Exportströme
Geopolitische Faktoren beeinflussen weiterhin erheblich die Brennstoffmärkte. Ende Oktober erweiterten die westlichen Länder die Sanktionen gegen den russischen Ölsektor, was zu einer **Umstrukturierung der Ölexportströme** führt. Erstmals wurden die größten Ölgesellschaften Russlands – „Rosneft“ und „Lukoil“ – unter die Beschränkungen der USA und Großbritanniens aufgenommen, auf die zusammen etwa 5% der globalen Ölproduktion entfiel. Die neuen Sanktionen verpflichten die Geschäftspartner, die Zusammenarbeit mit diesen Unternehmen innerhalb von 30 Tagen einzustellen, andernfalls drohen sekundäre Maßnahmen. In Reaktion darauf begannen die größten Importeure, ihre Käufe von russischem Öl zu verringern:
- Chinesische Raffinerien verzichten auf Rohstoffe aus Russland: Brancheninsidern zufolge haben die Staatsunternehmen **Sinopec** und **PetroChina** einen Teil der russischen Öllieferungen für November nach Einführung der Sanktionen storniert. Auch eine Reihe unabhängiger chinesischer Verarbeiter („Teekannen“) in der Provinz Shandong haben die Käufe gestoppt, aus Angst, den Zugang zu Dollartransaktionen zu verlieren. Infolgedessen fielen die täglichen Rohöl-Lieferungen aus Russland nach China um etwa 400.000 Barrel/Tag (fast 45% vom kürzlichen Niveau) – ein Rekordrückgang seit Beginn des Konflikts im Jahr 2022.
- Indien und die Türkei suchen nach Alternativen: Indische Raffinerien, die zuvor aktiv preiswertes russisches Öl kauften, haben den Import im letzten Monat um etwa die Hälfte gesenkt. Stattdessen haben indische Unternehmen den Einkauf von Rohstoffen aus dem Nahen Osten – aus **Irak**, **Kasachstan** und **Brasilien** – erhöht. Eine ähnliche Tendenz ist auch in der Türkei zu beobachten: Türkische Raffinerien diversifizieren ihre Öllieferquellen, um Sanktionen zu vermeiden und ihre Exportmärkte zu sichern.
- Rückgang der Exporte und Preise: Der Export von Erdölprodukten aus Russland ist ebenfalls zurückgegangen. Angriffe ukrainischer Drohnen haben seit dem Sommer Infrastrukturen – Raffinerien und Häfen – beschädigt, was bereits die Seelieferungen von Diesel und Heizöl aus Russland verringert hat. Die Sanktionen haben die Situation zusätzlich verschärft: Nach Angaben von Händlern sank der Export von Erdölprodukten im September auf etwa 2 Millionen Barrel/Tag – das Minimum in mehr als 5 Jahren. Die Preise für russische Ölsorten (zum Beispiel ESPO für die asiatische Region) stehen unter erheblichem Druck und werden mit einem noch höheren Rabatt gehandelt, was die Währungsrendite Moskaus verringert.
Offizielle Stellen in Russland bemühen sich jedoch, Optimismus zu bewahren. Vizepremier Alexander Nowak erklärte in einem Interview, dass „trotz des beispiellosen Sanktionsdrucks die Lieferungen von Öl in die Volksrepublik China auf dem Niveau des vergangenen Jahres bleiben“ und dass der Export von russischem Erdgas nach China über die „Sila Sibiri“ Pipeline in den ersten 9 Monaten des Jahres 2025 um 31% gestiegen ist. Experten merken jedoch an, dass die Verschärfung der Sanktionen bereits die traditionellen asiatischen Partner Russlands zwingt, die Zusammenarbeit einzuschränken. Ab dem 1. Januar 2026 wird auch das Embargo der **Europäischen Union** für den Import von Erdölprodukten, die aus russischem Öl hergestellt werden, in Kraft treten – dieser Schritt wird die Schlupflöcher schließen, die es ermöglichten, russisches Öl indirekt über eine Verarbeitung in Drittländern auf die Märkte Europas zu bringen. All dies bedeutet, dass die russische Ölindustrie sich auf schwierigere und kostspieligere Absatzwege umorientieren muss. Die größten westlichen Wettbewerber profitieren hingegen: Die Verringerung des Angebots aus Russland unterstützt die globalen Margen aus der Verarbeitung, und Öl-Händler verdienen an der Volatilität der Lieferungen.
Nachfrageprognosen: Zuversicht auf Wachstum trotz Überangebotsbedenken
Trotz der Diskussionen über ein Überangebot an Öl im Jahr 2026 sind viele Marktteilnehmer davon überzeugt, dass die **globale Nachfrage nach Energieressourcen** hoch bleiben wird. Führende Manager großer Öl- und Gasunternehmen, die sich auf dem Branchentreffen ADIPEC in Abu Dhabi versammelt hatten, stellten die Prognosen über eine baldige Übersättigung des Ölmarktes in Frage. So betonte der CEO des italienischen Unternehmens Eni, Claudio Descalzi, dass in der globalen Ölindustrie in den letzten 10–12 Jahren etwa die Hälfte des erforderlichen Kapitals in die Produktion nicht investiert wurde: „Die Nachfrage wächst, und wir haben nicht genügend Angebot und Investitionen, um sie zu befriedigen“. Laut Descalzi ist es verfrüht, von einem „Überfluss“ an Öl im Jahr 2026 zu sprechen – im Gegenteil, ein investitionsbedingter Mangel könnte das Angebot begrenzen.
Diese Zuversicht teilt auch der französische Konzern **TotalEnergies**. Der CEO Patrick Pouyanné stellte fest, dass die globale Nachfrage nach Öl weiterhin jährlich um etwa 1% zunimmt. Obwohl das Verbrauchswachstum in China im Vergleich zu den Werten vor fünf Jahren verlangsamt hat, rückt **Indien** in den Vordergrund – dieses Land wird zum neuen Treiber für die Nachfrage nach Öl. So wird das verlangsamte Wirtschaftswachstum in China teilweise durch die aktive Entwicklung anderer asiatischer Märkte ausgeglichen. Pouyanné warnte auch, dass, sollten die Ölpreise aufgrund der Überangebotsängste zu stark fallen und die Investitionen erneut zurückgehen, die Welt bald vor einem Mangel und einer neuen Preisspirale stehen könnte – die Zyklizität der Branche bleibt bestehen.
Auch Murray Auchincloss, der CEO von **BP**, fügte hinzu, dass das rasante Wachstum von Öllieferungen außerhalb von OPEC+, das in diesem Jahr zu beobachten war, bis zum Frühjahr 2026 zum Stillstand kommen könnte. BP schätzt, dass die Angebotssteigerungen von unabhängigen Produzenten (vor allem aus Nord- und Südamerika) bis März/April abgeschlossen sein werden, wonach die Produktion außerhalb von OPEC+ entweder stabil bleiben oder zurückgehen wird. In diesem Zusammenhang wird das langfristige Gleichgewicht auf dem Markt stark von der Politik der OPEC+ selbst und von den Handlungen der größten Verbraucher abhängen. Das Kartell, so Auchincloss, verfügt über einen begrenzten freien Kapazitätsreserven, bemüht sich jedoch, diese sinnvoll zu nutzen. Es ist erwähnenswert, dass die OPEC selbst offiziell einen relativ ausgeglichenen Ölmarkt im Jahr 2026 prognostiziert: Ein stetiges Wachstum der weltweiten Nachfrage wird erwartet, während das Angebot außerhalb des Bündnisses stark zurückgehen wird. Im Gegensatz dazu warnten Experten der **IEA** (Internationaler Energieagentur) noch vor einem Monat vor der Möglichkeit eines Ölüberangebots im nächsten Jahr in der Höhe von bis zu 4 Millionen Barrel/Tag, wenn alle angekündigten Projekte voll ausgelastet sind. Die Realität wird, wie so oft, irgendwo in der Mitte liegen, aber die Stimmungen der Führungskräfte in der Öl- und Gasbranche deuten darauf hin, dass man in der Branche eher an einer stabilen Nachfrage glaubt als an einem Überangebot.
Investitionen in die Energiebranche: Neue Herausforderungen und Infrastruktur
Ein zentrales Thema der Branche wird der Mangel an Investitionen und die neuen Anforderungen an die Energieinfrastruktur. Laut Experten wird die **langfristige Nachfrage nach Energie** in allen Segmenten steigen, jedoch steht die Branche vor der Herausforderung, dass die Investitionen hinter den Bedürfnissen zurückbleiben. Auf demselben Forum ADIPEC in den VAE erklärte der Energieminister und Technologiechef Sultan Al-Jaber (Chef von ADNOC), dass die Energiebranche in eine Ära eintrete, in der „Volatilität zur neuen Normalität geworden ist“. Geopolitische Spannungen und wirtschaftliche Unsicherheiten machen Preisschwankungen und Nachfrageschwankungen zur Routine, aber der allgemeine Trend bleibt nach oben gerichtet: Laut Al-Jaber wird der weltweite **Ölverbrauch** auch nach 2040 über 100 Millionen Barrel pro Tag bleiben, und die Nachfrage nach allen Energieformen wird mit dem Wachstum der Bevölkerung und der Wirtschaft weiter steigen.
Um diese Nachfrage zu decken und sich gleichzeitig an technologische Veränderungen anzupassen, sind enorme Investitionen erforderlich. Schätzungen Al-Jabers zufolge sind **weltweit jährlich Investitionen in Höhe von etwa 4 Billionen USD** im Energiesektor notwendig – von der Förderung von Kohlenwasserstoffen und der Entwicklung erneuerbarer Energiequellen bis hin zur Modernisierung von Stromnetzen und dem Aufbau von Datenspeichersystemen. Neue Trends, wie das explosive Wachstum digitaler Technologien, erhöhen zudem die Belastung der Energiesysteme: Rechenzentren, Künstliche Intelligenz, weitreichende Elektrifizierung – all dies erfordert immer mehr Strom. Beispielsweise führt das schnelle Wachstum der Zahl von Rechenzentren und Rechenkapazitäten zu einem Anstieg des Elektrizitätsverbrauchs, was zusätzlichen Bedarf an *Gas und Kohle* für die Erzeugung schafft, wenn erneuerbare Energien nicht ausreichen.
Die Entwicklung der Infrastruktur hinkt jedoch hinter diesem Wachstum her. Al-Jaber brachte ein besorgniserregendes Beispiel: In der Welt gibt es einen Mangel an Gasturbinen für Kraftwerke, wodurch in mehreren Regionen ein „Engpass“ in der Stromerzeugung entstanden ist. Dies hat bereits zu einem lokalen Preisanstieg für Strom geführt, da die Produzenten nicht in der Lage sind, die Kapazität entsprechend der Nachfrage zu erhöhen. Länder und Unternehmen müssen ein Gleichgewicht zwischen finanzieller Disziplin und Kapitalinvestitionen finden – denn ein Mangel an Investitionen heute könnte morgen zu einem Energieengpass führen. Experten fordern die Regierungen auf, Bedingungen zu schaffen, die den Kapitalzufluss in die Energiebranche fördern und Risiken für Investoren mindern. Es geht darum, das „schlafende Kapital“ zu mobilisieren, das derzeit in traditionellen Vermögenswerten gebunden ist, und es in neue Projekte zu lenken: Modernisierung von Stromnetzen, Bau flexibler Erzeugungskapazitäten, Entwicklung von Energiespeichersystemen. Nur so, sind sich die Spezialisten einig, kann das Gleichgewicht zwischen der wachsenden Energie-Nachfrage und dem Angebot in der Zukunft aufrechterhalten werden.
Gasmarkt und LNG: Rekordexporte und Winterausblicke
Auf dem globalen Erdgasmarkt sind bemerkenswerte Verschiebungen zu beobachten: **Die Vereinigten Staaten** haben einen neuen Rekord im Export von verflüssigtem Erdgas (LNG) aufgestellt. Laut der Analysefirma LSEG exportierten die USA im Oktober zum ersten Mal in der Geschichte über 10 Millionen Tonnen LNG pro Monat (ca. 10,1 Millionen Tonnen, im Vergleich zu 9,1 Millionen Tonnen im September). Der amerikanische LNG-Sektor steigert rasant die Verkäufe dank des Inbetriebnehmens neuer Kapazitäten: Der größte Beitrag zu diesem Anstieg im Oktober kam von der Eröffnung des neuen Exportterminals **Venture Global Plaquemines** in Louisiana und dem Ausbau der Kapazitäten der Firma **Cheniere Energy** (Projekt Corpus Christi Stage 3). Diese beiden Betreiber trugen etwa 72% des gesamten Exports der USA im Oktober bei, indem sie nahezu 7,2 Millionen Tonnen LNG auf den Weltmarkt lieferten.
Der Schlüsselmarkt bleibt **Europa** – im Oktober entfielen 6,9 Millionen Tonnen amerikanischen LNG auf sie, was 69% des Gesamtvolumens entspricht. Europäische Verbraucher kaufen aktiv Gas auf dem Spotmarkt, um ihre Lagerbestände für die kommende Wintersaison aufzufüllen. Die Gasspeicher in den EU-Ländern sind bereits nahe an rekordhohen Niveaus, was Europa helfen sollte, die bevorstehende Heizsaison relativ zuversichtlich zu überstehen. Der Anteil Asien an den amerikanischen Exporten ist ebenfalls gestiegen (rund 1,96 Millionen Tonnen LNG wurden im Oktober in asiatische Länder verschifft, im Vergleich zu 1,63 Millionen Tonnen im Vormonat), jedoch hält der *Preifaktor* den Hauptstrom des Gases weiterhin auf den europäischen Markt. Die durchschnittlichen Gaspreise an den Schlüssel-Hubs liegen jetzt fast gleichauf: Im Oktober betrug der Spotpreis am europäischen **TTF** etwa $10,9 pro Million britischen Thermaleinheiten, während der asiatische Index **JKM** etwa $11,1 betrug. Diese geringe Prämie motiviert die Anbieter nicht, LNG auf den weiter entfernten asiatischen Markt zu senden, wenn in Europa nahe Nachfrage besteht. Darüber hinaus ist die Nachfrage in Lateinamerika (einem weiteren Absatzmarkt) saisonbedingt gesunken – im Oktober wurden nur etwa 0,6 Millionen Tonnen amerikanisches LNG dorthin exportiert, da die Länder Südamerikas in die Sommerzeit eintreten und ihren Import verringern.
Somit hat die **Europäische Union** ihren Status als Hauptkunde der USA für verflüssigtes Gas gefestigt, insbesondere nachdem die Gaslieferungen aus Russland praktisch eingestellt wurden. Der Kurs zur Diversifizierung der Energiequellen in der EU wird fortgesetzt: Neben den USA spielt auch Katar, Afrika und andere Exporteure eine zunehmende Rolle. Europa geht mit hohen Beständen und einer erweiterten Infrastruktur zur Annahme von LNG (neue schwimmende Terminals wurden in Deutschland und anderen Ländern in den letzten Jahren in Betrieb genommen) in den Winter. Dennoch warnen Spezialisten, dass die *Situation auf dem Gasmarkt* weiterhin anfällig für mögliche kalte Wetterlagen oder neue unvorhergesehene Ereignisse ist. Im Falle eines strengen Winters könnten die Preise steigen, jedoch hofft Europa bei milden Bedingungen, die Saison ohne Turbulenzen zu überstehen, angesichts der rekordhohen Bestände und des stabilen LNG-Zuflusses.
Klimaanforderungen der EU und Reaktionen der Anbieter
Die Interaktion zwischen der globalen Klimadiskussion und den Interessen von Energiekonzernen wird intensiviert. **Die Europäische Union** fördert neue rechtliche Normen im Bereich der Nachhaltigkeit, die von den größten Energielieferanten kritisiert werden. Es handelt sich um die EU-Richtlinie zur Unternehmensnachhaltigkeit (Corporate Sustainability Due Diligence), die verlangt, dass alle großen Unternehmen, die in Europa Geschäfte machen, einen Plan zur Erreichung der Ziele des Pariser Abkommens (Begrenzung der Erwärmung auf 1,5 °C) vorlegen und Umwelt- und Menschenrechtsrisiken in ihrer gesamten Produktionskette berücksichtigen. Bei Nichteinhaltung der Anforderungen drohen Geldstrafen von bis zu 5% des globalen Umsatzes des Unternehmens.
Auf dem Branchentreffen in Abu Dhabi warnten die Chefs von zwei für Europa zentralen Erdgaslieferanten – **ExxonMobil** und **QatarEnergy** – dass sie im Falle einer strengen Verabschiedung der Richtlinie ihre Aktivitäten in Europa überdenken könnten, bis hin zu einem vollständigen Rückzug vom Markt. Der CEO von ExxonMobil, Darren W. Woods, erklärte, dass die neuen Regeln in ihrer derzeitigen Form „katastrophale Folgen“ für das Geschäft haben könnten: Seiner Meinung nach ist die Anforderung, die Aktivitäten weltweit an die *Netto-Null* Ziele anzupassen, technisch nicht umsetzbar innerhalb der vorgegebenen Fristen. Besonders besorgt ist der Top-Manager über die Bestimmung, die es erlaubt, die europäischen Normen auch auf die Aktivitäten des Unternehmens **außerhalb Europas** auszudehnen, wenn Exxon dort Geschäfte macht. „Wenn wir Bedingungen finden, unter denen wir nicht erfolgreich arbeiten können, müssen wir gehen“, fasste Woods zusammen und betonte, dass das Erdöl- und Gasgeschäft per se global ist und die Entscheidungen der EU die Arbeit der Unternehmen weltweit nicht lähmen sollten.
Eine ähnliche Position brachte der Energieminister Katars, Saad al-Kaabi (auch Chef von QatarEnergy), zum Ausdruck. Er bestätigte erneut, dass die Drohung, die Lieferungen von katariischem LNG nach Europa einzustellen, „kein Bluff“ ist. Laut al-Kaabi macht die Einführung übermäßig strenger Anforderungen zur Reduzierung des Kohlenstofffußabdrucks die Fortsetzung des Geschäfts in der Europäischen Union unmöglich: „Wir werden unsere Lieferungen nicht auf Netto-Null bringen können – dies ist eine der unerfüllbaren Bedingungen, ganz zu schweigen von einer Reihe anderer“. Der Minister aus Katar stellte fest, dass die **EU Gas benötigt** – sowohl aus Katar als auch aus den USA und anderen Ländern. Daher sollte die EU die Bedenken der Anbieter „sehr ernst nehmen“. Al-Kaabi betonte, dass Katar über viele Jahre ein zuverlässiger Partner Europas war und bereit ist, dies zu bleiben, jedoch nur unter Bedingungen des fairen Wettbewerbs und einer vernünftigen Regulierung. Interessanterweise haben die Regierungen Katars und der USA bereits die EU-Spitze aufgefordert, die Bestimmungen dieser Richtlinie zu überdenken, da sie die Stabilität der europäischen Energieversorgung gefährden. Brüssel signalisiert im Gegenzug die Bereitschaft zum Dialog: Geplant ist eine Überarbeitung des Gesetzestextes bis Ende des Jahres, um die umstrittensten Punkte zu entschärfen.
Anbieter und Regierungsvertreter sind sich einig, dass der **Energieübergang** realistisch sein sollte. Die Erreichung der Klimaziele ist sehr wichtig, jedoch sofortige Änderungen aller Geschäftsprozesse von den Öl- und Gasriesen zu verlangen, bedeutet ein Risiko von Versorgungsunterbrechungen. Auch die europäischen Verbraucher sind in hohem Maße von den Lieferungen solcher Unternehmen wie ExxonMobil und QatarEnergy abhängig. Der Anteil amerikanischer Hersteller macht derzeit etwa die Hälfte der LNG-Importe in die EU aus, während Katar weitere 12–15% ausmacht. Nach dem Rückzug Russlands von dem Markt hat die Bedeutung dieser Länder nur zugenommen. Somit muss die EU ein Gleichgewicht zwischen strenger Klimapolitik und der Garantie der Energiesicherheit finden: Es ist wahrscheinlich, dass die Regeln gelockert werden, damit die wichtigsten Partner den europäischen Markt nicht verlassen.
Integration erneuerbarer Energien: Erfahrungen Chinas und infrastrukturelle Einschränkungen
**Erneuerbare Energiequellen** spielen eine zunehmend wichtige Rolle in der globalen Energiemix, doch ihre umfangreiche Integration steht vor infrastrukturellen Einschränkungen. Ein Beispiel dafür ist **China**, das bei der Einführung neuer Kapazitäten in der Solar- und Windenergie führend ist. Dennoch warnt ein aktueller Bericht der Unternehmensberatung Wood Mackenzie, dass China im nächsten Jahrzehnt mit einem Anstieg der sogenannten **Produktionseinschränkungen (curtailment)** bei erneuerbaren Energien rechnet, was Risiken für die Rentabilität von Projekten birgt. Um die Stabilität des Netzes zu gewährleisten, müssen die Betreiber häufig einen Teil der erzeugten Energie from Solar- und Windkraftanlagen in Zeiten von Überproduktion oder schwacher Nachfrage abstellen. Infolgedessen könnte der durchschnittliche Wert der unfreiwilligen Einschränkungen bei **Solarenergie** in den nächsten 10 Jahren in 21 Provinzen Chinas 5% überschreiten (zum Vergleich: im Jahr 2025 lag dieser Wert nur in 10 Provinzen über 5%). Die Situation bei der Windenergie sieht etwas besser aus, ist aber ebenfalls herausfordernd: Mehr als 5% Verlust der Windenergieproduktion werden in sieben Provinzen erwartet (im Vergleich zu 14 Regionen, in denen dies in diesem Jahr beobachtet wurde).
Hohe Einschränkungswerte bedeuten, dass ein Teil der erzeugten „grünen“ Energie aufgrund der begrenzten Kapazitäten der Netz-Infrastruktur verloren geht. Dies schreckt Investoren ab: Regionen mit häufigen Einschränkungen bei der Produktion erneuerbarer Energien ziehen weniger neue Projekte an, insbesondere angesichts des Wechsels Chinas zu einem neuen Tarifsystem (Auktionsmodell statt Festpreise für erneuerbare Energien). Um das Problem zu erkennen, hat **Peking** die Normen angepasst: Der zulässige Wert für nicht genutzte erneuerbare Energie wurde von 5% auf 10% angehoben, was die Herausforderung der vollständigen Integration wachsender Kapazitäten anerkennt. Aber auch 10% ist ein erheblicher Anteil, und die Behörden beabsichtigen, sich in der nächsten Fünfjahresplanung (2026–2030) auf die Lösung dieses Problems zu konzentrieren. Auf einer kürzlichen Pressekonferenz betonten Vertreter der Nationalen Energieverwaltung Chinas, dass die Maximierung der Einspeisung *erneuerbarer Energie* ins Netz Priorität haben wird. Zu den Maßnahmen gehören die Förderung direkter Verträge zwischen Produzenten erneuerbarer Energien und großen Verbrauchern (unternehmerische PPA), der Bau zusätzlicher Hochspannungsleitungen zur Übertragung von Energie aus reicheren erneuerbaren Regionen zu Lastenverbrauchszentren sowie die Entwicklung des Konzepts der „virtuellen Kraftwerke“. Letzteres ermöglicht die Integration verteilter Energiequellen und Speicher in ein einheitliches, steuerbares System, um flexibler auf die Schwankungen der Produktion reagieren zu können.
Die Erfahrungen Chinas werfen ein globales Problem ins Licht: Parallel zum Bau von Solarparks und Windfarmen muss die **Strominfrastruktur** modernisiert und Energiespeichersysteme eingeführt werden. Andernfalls wird der Anteil der erneuerbaren Energien langsamer wachsen, und die Abhängigkeit von traditionellen Quellen (Gas, Kohle) wird länger bestehen bleiben. Bisher ist die größte Volkswirtschaft der Welt trotz der rekordhohen Eingänge von sauberen Kapazitäten immer noch gezwungen, einen erheblichen Bestand an traditioneller Energieerzeugung aufrechtzuerhalten, um Lastspitzen abzudecken, wenn Sonne oder Wind nicht ausreichen oder wenn deren Überproduktion nicht akzeptiert werden kann. Analysten betonen, dass die weltweite Nachfrage nach **Kohle** und **Gas** aufgrund solcher Einschränkungen hoch bleibt: Solange die Infrastruktur nicht in der Lage ist, fossile Brennstoffe vollständig zu ersetzen, werden alte Energieträger weiterhin als Backup fungieren. Allerdings, laut den Prognosen der IEA, steht die weltweite Nachfrage nach Kohle kurz vor ihrem Höhepunkt und wird sich in den kommenden Jahren stabilisieren, gefolgt von einem Rückgang. Viele Länder, von China bis zu europäischen Mächten, haben zum Ziel, die Kohlenutzung aus ökologischen Gründen schrittweise zu reduzieren. Der Übergang wird jedoch schrittweise erfolgen: Kurzfristig deckt die Kohleverstromung nach wie vor die Grundbedürfnisse in vielen Regionen.
Damit steht der globale TEK vor einer doppelten Herausforderung: Es muss gleichzeitig der **Energieübergang** beschleunigt und ein Energieengpass vermieden werden. Investitionen in Netze, Speicher und moderne Managementtechnologien müssen Hand in Hand mit der Zunahme des Anteils erneuerbarer Energien gehen. Die Beispiele sowohl aus Europa als auch aus China zeigen, dass ein ganzheitlicher Ansatz notwendig ist, um nachhaltige Entwicklung in der Branche zu erreichen. Dennoch, wie aus allen Segmenten – von Öl und Gas bis hin zu Elektrizität und erneuerbaren Energien – ersichtlich ist, wird die Nachfrage nach Energie global nur steigen. Das bedeutet, dass Unternehmen und Staaten neue Gleichgewichte zwischen ökologischen Zielen und den realen Bedürfnissen der Wirtschaft finden müssen, während sie weiterhin in die Zuverlässigkeit und Diversifizierung des Energiesystems investieren.
