Das Motto „MehrWert.Energie – Impulse und Lösungen für unsere Geschäftskunden“ sprach viele an: Etwa 150 Personen folgten der Einladung zum EnergieForum, das SachsenEnergie am 22. Oktober 2025 im Konferenzbereich des Dresdener Flughafens veranstaltete. Mehrwert bot die Nachmittagsveranstaltung mit dem anschließenden Get-together in vielerlei Hinsicht: Zum Auftakt motivierte Strategieberaterin Marina Heimann das Publikum mit ihrem Impulsvortrag zum unternehmerischen Mindset, es folgten Fachvorträge und lebendige Diskussionen.
Einblick in die Märkte für Erdgas, Emissionszertifikate und Strom
Die beiden Energiemarkt- und Energiehandelsexperten Holger Kunz und René Schuster gaben Besucher*innen Einblick in die Märkte. Sie zeigten, wie sich die Preise für Erdgas entwickeln und die Lieferketten verschieben; sie betrachteten die Einflussfaktoren und Trends am Markt für Emissionszertifikaten (EUA – European Emission Allowances), analysierten die Strompreise der Vergangenheit und wagten einen Ausblick auf die Preise der nahen Zukunft. Die Folien zu ihrem Vortrag finden Sie hier.
Mit Photovoltaik, Stromspeicher und Direktvermarktung zu mehr Flexibilität
Stand früher oft die Lastspitzenkappung im Fokus, geht es heute meistens um mehr Flexibilität. Wer beim An- oder Verkauf von Strom auf die Preisschwankungen des Marktes reagieren kann, hat ein großes Optimierungspotenzial. Beim EnergieForum haben Sylvio Richter (Bereich Photovoltaik), Sören Unland (Energiespeicher) und Kevin Schmidt (Direktvermarktung) das flexibilitätssteigernde Zusammenspiel von PV-Anlage, Stromspeicher und Direktvermarktung aufgezeigt. Eine PDF-Datei mit den Vortragsfolien liegt hier bereit.
EnergieForum 2026 wird das Erfolgsformat fortführen
Praxisnahe Themen sowie der Gedankenaustausch mit Energieexpert*innen und Teilnehmenden machen das EnergieForum zu einer beliebten Veranstaltung bei Kommunen und Unternehmen, denn SachsenEnergie präsentiert sich hier als Energiepartner, der mit seinen Kunden den Weg in eine klimafreundliche Zukunft gestalten möchte. „Die wachsende Zahl an Teilnehmern und Teilnehmerinnen und deren positives Feedback bestätigen, dass das Format den Nerv der Großkunden trifft“, sagt Victoria Pietag, Marketing Business Vertrieb bei SachsenEnergie. Das bewährte Erfolgsrezept wird daher auch beim EnergieForum 2026 wieder Anwendung finden.
Seit über 15 Jahren veranstaltet die SachsenEnergie-Gruppe (SachsenEnergie, DREWAG und SWE) das EnergieForum. Bereits beim ersten Mal im Jahr 2009, als das Kundentreffen noch ENSO-EnergieForum hieß, kamen 70 Teilnehmende. Mittlerweile nutzen ungefähr 150 Personen das Event, um Kontakte zu knüpfen, sich über die aktuellen Energiethemen zu informieren oder mit den Expert*innen der SachsenEnergie neue, effiziente Energielösungen zu diskutieren.
Nach einer pandemiebedingten Pause in den Jahren 2020 und 2021 und einem Hybridformat in dem Folgejahr den beiden Folgejahren ist SachsenEnergie wieder zu einer Präsenzveranstaltung übergegangen. Die Erfahrung zeigte: Der Austausch ist im persönlichen Gespräch intensiver als bei einer Online-Konferenz. Neben Bestandskunden aus Gewerbe, Industrie und Kommune nahmen dieses Jahr erstmals auch potenzielle Neukunden am EnergieForum teil.
Erdgas ist nach wie vor ein wichtiger Energieträger für die deutsche Industrie. Als Russland 2021 die Lieferung über die Jamal-Pipeline drosselte und im folgenden Frühling 2022 mit dem Angriff auf die Ukraine einen preistreibenden Engpass in der Gasversorgung provozierte, wirkte sich dies entsprechend auf die deutsche Wirtschaft aus. Seitdem hat sich die Erdgasversorgung in Europa grundlegend geändert und die Mehrheit der EU-Nationen möchte die russischen Erdgasimporte spätestens Ende 2027 beenden. Deutschland bezieht schon seit August 2022 kein Pipeline-Erdgas mehr aus Russland.
Neue Bezugswege für Erdgas haben sich etabliert
Deutschlands Gasversorgung ist nun stärker diversifiziert und stützt sich im Wesentlichen auf westliche Partner (die Inlandsgasproduktion deckt nur etwa fünf Prozent des Verbrauchs). Der größte Erdgaslieferant ist Norwegen, das über erhebliche Vorkommen verfügt und uns bislang zuverlässig via Pipeline beliefert. Von dort kommen etwa zwei Fünftel des in Deutschland verbrauchten Erdgases. Je etwa ein Fünftel erhalten wir aus den Nachbarländern Belgien und der Niederlande.
Das erste der fünf deutschen LNG-Terminals nahm erst vor etwa drei Jahren den Betrieb auf, und doch stehen die Importe über diese Terminals schon an vierter Stelle der wichtigsten Bezugswege. Der größte Teil des LNGs kommt aus den USA. Im Juli 2025 importierte Deutschland über eigene Terminals (laut Erdgasdaten aktuell vom BDEW, Stand 6.11.2025) den Monatsrekordwert von 12,2 Mrd. kWh LNG.
Preissituation hat sich entspannt
Mit der Etablierung der neuen Bezugswege hat sich die Preissituation am Gasmarkt gegenüber 2022 entspannt. Die Preise am Terminmarkt Gas bewegen sich laut BDEW eher seitwärts. Das Preisniveau darf gesamtheitlich als relativ niedrig angesehen werden. Gründe sind zum einen die stabilen Lieferungen per Pipeline aus Norwegen, zum anderen das reichhaltige Angebot an LNG auf dem Weltmarkt. Die Option, kurzfristig LNG aus verschiedenen Regionen beziehen zu können, birgt Chancen, aber auch ein Preisrisiko, da sich Nachfrageschwankungen in dem dynamischen Markt schnell in den Preisen widerspiegeln. Eine steigende Nachfrage von Asien beispielsweise könnte die LNG-Preise anziehen lassen.
Immer wieder neue Erdgasfunde in Europa bzw. in europäischen Gewässern machen Hoffnung, einen Teil des Erdgasbedarfs aus weiteren, eigenen Quellen decken zu können. Zum Beispiel wurde im September bekannt, dass in den Offshore-Blöcken Pegasus und Glaucus vor Zypern erhebliche Mengen an Erdgas entdeckt wurden; die Rede ist von über 200 Mrd. Kubikmetern.
Auch vor Borkum auf niederländisch-deutschem Grenzgebiet befinden sich Erdgasreserven, die das niederländischen Unternehmen One-Dyas B.V. erschließen möchte. Anfang September gab das Niedersächsische Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie bekannt, dass Bohrungen vor der Nordsee-Insel Borkum in deutschem Gebiet erlaubt sind. Sie erfolgen allerdings von niederländischer Seite aus, die Richtbohrungen verlaufen im deutschen Hoheitsgebiet also nicht senkrecht und durchstoßen nicht den Meeresgrund.
Auch wenn Erdgasvorkommen wie die hier erwähnten im Verhältnis zum EU-Gesamtverbrauch gering sind, leisten auch sie einen Beitrag zur Bedarfsdeckung und helfen, die Abhängigkeit von Lieferungen aus anderen Regionen der Welt zu reduzieren.
Im Vergleich zu den Erdgasvorräten der letzten Jahre ist der aktuelle Speicherfüllstand gering. Am 1. November 2025 betrug er etwas über 75 Prozent, ein Jahr zuvor waren es ca. 99 Prozent. Doch 2024 galt noch die Gasspeicherfüllstandsverordnung (GasSpFüllstV) aus dem Sommer 2022 mit hohen Füllstandvorgaben. Sie sollte Deutschland nach dem russischen Überfall auf die Ukraine vor einer Erdgasmangellage schützen; immerhin deckten Lieferungen aus Russland 2021 noch über die Hälfte des gesamten deutschen Erdgasbedarfs.
Norwegen ist heute Deutschlands größter Gaslieferant
Seit 2022 haben sich andere Erdgasbezugswege etabliert: Heute ist Norwegen Deutschlands größter Erdgaslieferant vor der Niederlande und Belgien und an den deutschen Küsten sind LNG-Terminals entstanden, an denen zum Beispiel verflüssigtes Erdgas aus den USA angeliefert wird (siehe auch Beitrag „Erdgas: Gut versorgt ohne Russland“).
Die aktuelle Gasspeicherfüllstandsverordnung vom Frühling 2025 nimmt auf die neue Situation Rücksicht und soll einen Gaseinkauf zu besseren Konditionen ermöglichen. Die Verordnung macht entsprechend niedrigere Zielvorgaben:
- Zum 1. November 80 Prozent Füllstand als Regelfall und 45 Prozent für die Gasspeicher in Bad Lauchstädt, Frankenthal, Hähnlein, Rehden, Stockstadt und Uelsen
- Zum 1. Februar in der Regel mindestens 30 Prozent Füllstand, bei den vier bayerischen Speicheranlagen Bierwang, Breitbrunn, Inzenham-West und Wolfersberg 40 Prozent
Marktgerechtere und kostengünstigere Speicherbefüllung
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) begrüßte die neuen Füllstandvorgaben; sie würden dazu beitragen, die Speicherbefüllung marktgerechter und kostengünstiger zu gestalten. Die Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung Kerstin Andreae sprach sich nach Veröffentlichung des GasSpFüllstV-Entwurfes sogar für die weitere Flexibilisierung der Vorgaben aus: „Weiterhin wäre es sinnvoll, die auf europäischer Ebene angeregte Flexibilität beim Zielerreichungsdatum – also eine wählbare Frist zwischen dem 1. Oktober und dem 1. Dezember – auch national zu berücksichtigen. Dies würde den Markt zusätzlich entlasten und kosteneffizientere Speicherstrategien ermöglichen.“
Uniper-Studie warnt vor einem möglichen Stressszenario
Uniper, nach eigenen Angaben Deutschlands größter Betreiber von Gasspeichern und Wasserkraftwerken, sieht in niedrigen Füllständen ein Risiko. Eine von Uniper beauftragte Studie der Frontier Economics zeigt: Fällt das erste Quartal 2026 nur 2,2 Grad kälter aus als das Klimanormal, könnte dies ein Stressszenario auslösen. Jens Perner von Frontier Economics konkretisiert: „Im Stressszenario beträgt der volkswirtschaftliche Schaden in Deutschland bei einer Speicherfüllung von nur 75 Prozent in Nordwest-Europa fast 40 Milliarden Euro, bei einer Speicherfüllung von 90 Prozent hingegen rund 14 Milliarden Euro.“ Uniper-CEO Michael Lewis: „Wenn Gaslieferungen ausbleiben oder der Winter unerwartet kalt wird, können volle Speicher Rezessionen mindern, Preise stabilisieren und sind damit ein Schutzschild für die deutsche Wirtschaft.“
Regierung bewertet die deutschen Gasvorräte als ausreichend
Die Bundesnetzagentur hingegen sieht den Füllstand über alle deutschen Speicher betrachtet – auch nach europäischen Vorgaben – als ausreichend an. Anfang November waren ca. 190 Mrd. kWh gespeichert. Die Agentur schätzt das Risiko einer angespannten Gasversorgung derzeit als gering ein. Unabhängig davon wirken die erwähnten neuen Versorgungswege für Entspannung; sie lassen auch direkte Importe über Deutschlands neue LNG-Terminals zu.
Im Sommer hatte die EU-Kommission dem Industriestrompreis – einer staatlich geförderten Stromvergünstigung – die Türe geöffnet. Energieintensive Betriebe dürfen auf eine deutliche Entlastung hoffen, möglicherweise ab dem Jahreswechsel, wie Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche am 3. November in Berlin bei der Konferenz „Friends of Industry“ in Aussicht stellte: „Wir sind in den letzten Zügen der Verhandlungen mit der Europäischen Kommission. Ich gehe davon aus, dass wir den Industriestrompreis zum 1.1.2026 einführen werden.“
Nur wer in Klimaschutz investiert, darf profitieren
Für Tausende deutsche Unternehmen könnten sich Einsparungen bei der Stromrechnung ergeben. Vor allem die Großbetriebe aus Branchen wie Metall, Chemie, Papier, Glas und Kokerei/Mineralölverarbeitung würden profitieren. Denn der Industriestrompreis soll den Unternehmen zugutekommen, die im internationalen Handel stehen und die mind. 50 % der Subvention für die Transformation zu einer klimafreundlicheren Produktion einsetzen. (Daher wird der Industriestrompreis gelegentlich auch Transformationsstrompreis genannt.)
Anerkannt werden dabei Investitionen wie der Ausbau erneuerbarer Energie, das Schaffen zusätzlicher Flexibilitäten oder beispielsweise Maßnahmen zur Effizienzsteigerung. Reiche berichtete, man sei mit der EU-Kommission übereingekommen, dass die Nachweise über Investitionen in mehr Effizienz oder Nachhaltigkeit „so bürokratiearm wie möglich“ zu dokumentieren sind.
Günstiger Strompreis für maximal den halben Verbrauch
Der Industriestrompreis würde nicht für den gesamten Verbrauch des begünstigten Betriebs gelten. Ein Nachlass bis zu 50 % auf den Großhandelsstrompreis ist für maximal die Hälfte des Jahresstromverbrauchs möglich. Dabei soll einen Mindestpreis von 5 ct/kWh nicht unterschritten werden. Zudem wird der Industriestrompreis für längstens drei Jahre und maximal bis 2030 gewährt.
Industriestrompreis – nicht ohne Kritik
In Summe sparen begünstigte Betriebe Milliarden, was viele freut. Aber es gibt durchaus Kritik am Industriestrompreis, zum Beispiel vom Bundesverband der Deutschen Entsorgungs-, Wasser- und Kreislaufwirtschaft BDE. Der Verband begrüßt die Einführung des Industriestrompreises; mahnt aber, nicht nur energieintensive Betriebe der Kreislaufwirtschaft zu entlasten, sondern auch den Mittelstand. „Kreislaufwirtschaft ist Klimaschutz in Aktion – und Mittelständler aus unserer Branche investieren längst in moderne, energieeffiziente Anlagen. Diese dürfen nicht übersehen werden“, sagt Anja Siegesmund, geschäftsführende Präsidentin des BDE.
Informationen zur Antragstellung stehen noch aus
Detaillierte Informationen, wo und wie Anträge zum Industriestrompreis gestellt werden können, lagen bei Redaktionsschluss noch nicht vor. Potenzielle Antragsteller sollten daher auf die Veröffentlichungen des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) und des Bundesamts für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) achten. Vermutlich wird eine der Stellen für das Antragsverfahren zuständig sein.
Die Bandlast-Regel belohnt heute Stromkunden mit rabattierten Netzentgelten, die möglichst gleichmäßig große Mengen Strom über mindestens 7.000 Stunden pro Jahr abnehmen und über 10 GWh jährlich verbrauchen. Allerdings – so die Bundesnetzagentur – reizt diese Regelung zu einem konstanten Abnahmeverhalten durch Großverbraucher, mit dem früher der Erzeugung durch Grundlastkraftwerke entsprochen werden sollte. Die gleichmäßige Stromerzeugung in Grundlastkraftwerken nimmt jedoch ab, die Stromeinspeisung ist deutlich volatiler geworden. Deswegen stellte die Bundesnetzagentur den Sinn der Bandlast-Regel in Frage und präsentierte in ihrem „Diskussionspapier Entgelte für Industrie und Gewerbe“ drei alternative Vorschläge:
- Spotmarktorientierte Flexibilitätsanreize: Individuelle Netzentgelte mit entsprechenden Rabatten, wenn sich das Abnahmeverhalten stärker am Strommarkt orientiert
- Netzdienliche Flexibilisierung: Sie soll einen Anreiz für eine stärkere Nutzung von Flexibilität (zum Beispiel durch Speicher) für ein netzdienliches Abnahmeverhalten setzen
- Netzdienliche Anforderungen des Flexibilitätseinsatzes durch Netzbetreiber: Ermäßigte Netzentgelte könnten gewährt werden, wenn Netzbetreiber die Flexibilität steuern dürfen
Übergangsfristen sollen Planungssicherheit bieten.
Ausgewählte Reaktionen aus Industrie und Verbänden
- Die Wirtschaftsvereinigung Stahl weist darauf hin, dass insbesondere Elektrostahlwerke die Bandlast-Regel typischerweise nicht nutzen können, da der Produktionsprozess in einem Elektrolichtbogenofen zyklisch verläuft: Befüllen, Schmelzen, Abstich. Anders sähe dies nach der Transformation zu Direktreduktionsanlagen aus. Hierbei entstünden Stromverbraucher, die voraussichtlich Potenziale für ein markt- und systemdienliches Verhalten mitbringen. Um diese Potenziale zu erschließen, sei die praktikable Ausgestaltung der künftigen Industrienetzentgelte eine Voraussetzung.
- Der Verband der Chemischen Industrie e.V. mahnt: Sollten Unternehmen in Zukunft aufgrund veränderter Zugangskriterien oder mangelnder Flexibilisierungspotenziale den Anspruch auf reduzierte Netzentgelte verlieren, müssen diese Nachteile durch gleichwertige politische Entlastungsmaßnahmen abgefedert werden.
- Der Bundesverband der Deutschen Industrie e.V. (BDI) wirft der Bundesnetzagentur vor, sie übe ökonomischen Druck auf die Industrie zur Flexibilisierung aus. Im Worst Case würden Firmen die Produktion verlagern. Es dürfe keine unwirtschaftliche Flexibilität erzwungen werden und technisch nicht machbare Flexibilität sollte mit Härtefall- oder Rückfalloptionen berücksichtigt werden.
Die Auswirkungen auf den Menschen rückt der Deutsche Gewerkschaftsbund in den Fokus: Durch das Streben nach mehr Flexibilität drohe eine Zunahme von Arbeitsschichten, etwa in den Nachtstunden oder an Wochenenden; auch ein Zerstückeln der Arbeitszeiten sei denkbar. Aber atypische Arbeitszeiten wirkten sich laut DGB erwiesenermaßen negativ auf Gesundheit und Lebensqualität der Beschäftigten aus, Nachtarbeit sei besonders gesundheitsschädlich.
Der Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V. ist überzeugt, dass eine systemdienliche Ansiedlung von Speichern auch bei volatilen Energieerzeugern erfolgen sollte und nicht nur beim Endverbraucher. Durch die gezielte Platzierung von Speichern an den Erzeugungsanlagen könnten Netzengpässe präventiv vermieden und das Stromnetz effizient ausgelastet werden, so der Verband.
Es sollten daher gezielte Anreize geschaffen werden, beispielsweise durch Baukostenzuschüsse und/oder eine angepasste Struktur der Speicherentgelte, um die systemdienliche Integration von Speichern zu fördern.
Im September 2025 erschien das im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) erstellte „Energiewendemonitoring“. Betitelt ist der von der BET Consulting und dem EWI (Energiewirtschaftlichen Institut an der Universität zu Köln) erstellte Monitoringbericht mit „Energiewende. Effizient. Machen.“
Sechs Themenfelder wurden untersucht:
- der zu erwartende Strombedarf,
- Status der Versorgungssicherheit,
- der Status des Netzausbaus,
- Stand des Ausbaus erneuerbarer Energien,
- der Stand bzgl. Digitalisierung sowie
- der Stand des Wasserstoff-Hochlaufs.
Im Bericht wird Bezug auf verschiedene Szenarien-Typen genommen: Einerseits normativ klimazielerreichende Szenarien, bei deren Gestaltung das Erreichen des Klimaschutzzieles vorgegeben ist, andererseits explorative (Trend-)Szenarien, welche die Auswirkung bestimmter Randbedingungen auf künftige Entwicklungen abbilden, wobei die Klimaziele aber nicht zwingend erreicht würden. Weichen die Szenarien voneinander ab, weist das auf die Notwendigkeit von Maßnahmen zum Gegensteuern hin.
Maßnahmen-Bündel für Prosperität, Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit
Ebenfalls im September veröffentlichte das BMWE ihr Dokument „Klimaneutral werden – wettbewerbsfähig bleiben“. Hierin wurden zehn Schlüsselmaßnahmen vorgestellt:
- Ehrliche Bedarfsermittlung und Planungsrealismus
- Erneuerbare Energie markt- und systemdienlich fördern
- Netze, erneuerbare Energie und dezentrale Flexibilität synchron ausbauen
- Technologieoffenen Kapazitätsmarkt schnell implementieren
- Flexibilität und Digitalisierung des Stromsystems voranbringen
- Einheitliche und liquide Energiemärkte erhalten und ausbauen
- Förderregime überprüfen, Subventionen systematisch senken
- Forschung zukunftsgerichtet vorantreiben, Innovationen fördern
- Wasserstoff-Hochlauf pragmatisch fördern, überkomplexe Vorgaben abbauen
- Carbon Capture, Utilisation and Storage (CCS/CCU) als Klimaschutztechnologie etablieren
„Eine ehrliche, innovative Neuausrichtung der Energiewende ist möglich, wenn Leitplanken gesetzt, wirtschaftliche Realitäten akzeptiert und die Ressourcen des Landes mit Augenmaß und Weitsicht gelenkt werden“, steht in diesem BMWE-Dokument. Ob die Leitplanken allerdings korrekt gesetzt sind, bezweifeln viele: Die Energiewendemonitoring-Studie und die vorgeschlagenen Maßnahmen des BMWE stehen in der Kritik.
Grüne: Regierung weicht von Empfehlungen ihrer Gutachter ab
„Das Gutachten bestätigt den Kurs, der Ausbau der Erneuerbaren, an Land und auf See, ist auf Spur. Und diese Bundesregierung ist drauf und dran, diesen Kurs zu verlassen“, zitiert ein Online-Artikel von Bündnis 90/Die Grünen ihren Bundesparteivorsitzenden Felix Banaszak. Mit ihrem Zehn-Maßnahmen-Papier weiche Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche von den klar formulierten Handlungsempfehlungen ihrer Gutachter ab.
Angezweifelt wird auch, wie realistisch die Annahme eines Bruttostromverbrauch von 600 bis 700 TWh sei. Laut BMWE stellen diese Werte einen robusten Korridor für den zu erwartenden Strombedarf im Jahr 2030 dar. Im Energiewendemonitoring ist nachzulesen, die Spanne sei sowohl von explorativen Szenarien für erreichbar als auch von einigen normativen Szenarien als kompatibel mit der Zielerreichung identifiziert. (Übrigens steht an anderer Stelle des Berichts, es sei ein zentrales Ergebnis, dass in allen explorativen Szenarien das Ziel der Treibhausgasneutralität bis zum Jahr 2045 verfehlt wird.)
BNW kritisiert die Annahme für den Strombedarfs 2030
Prof. Dr. Katharina Reuter, Geschäftsführerin des Bundesverbands Nachhaltige Wirtschaft e.V., erinnert an Reiches Aussage, dass der Strombedarf 2030 eher am unteren Ende dieser Spanne liege. „Bundeswirtschaftsministerin Reiche senkt damit die bisherige Prognose von 750 TWh bis 2030 um bis zu 150 TWh – was entsprechende Folgen für den Ausbau der Erneuerbaren und Netze haben dürfte. Schließlich ist das 80-Prozent-Erneuerbare-Ziel bis 2030 so mit deutlich weniger erneuerbaren Energien zu erreichen.“
Schreitet die Elektrifizierung des Verkehrs- und Wärmesektors jedoch schneller voran, nimmt die Stromnachfrage zu. „Der erwartete strukturelle Anstieg des Stromverbrauchs wird mit zeitlicher Verzögerung, aber umso dynamischer einsetzen, sobald Investitionen, Förderbedingungen und Energiepreise wieder stabile Rahmenbedingungen bieten“, zitiert energiezukunft.eu Leonhard Gandhi vom Fraunhofer ISE (Online-Artikel „Erneuerbaren Ziele anpassen oder beibehalten?“). Der Bedarf an Grünstrom, vor allem bis 2045, hängt außerdem stark von der Nachfrage nach (in Elektrolyse erzeugtem) grünem Wasserstoff ab, der zum Beispiel bei der klimafreundlichen Direktreduktion in der Stahlindustrie zum Einsatz kommen kann.
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