Xcel to add 600MW of wind in midwest

Märkte: Electricity, Emissions
17.07.13

Washington, 17 July (Argus) — Xcel Energy plans to add 600MW of wind power from three proposed projects to meet its renewable portfolio standard requirements in Minnesota.

Xcel has signed 20-year power purchase agreements with Geronimo Energy for the 200MW Odell Wind Farm in Minnesota and the 200MW Courtenay Wind Farm in North Dakota, according to a document filed with the Minnesota Public Utilities Commission. It has a development agreement with RES America for the 200MW Pleasant Valley Wind Farm in Minnesota. Xcel would buy and operate that facility after it is built.

Xcel has asked the commission to approve its plans in time for the projects to meet a deadline to start construction by the end of this year in order to qualify for federal production tax credits. All three projects are expected to be completed in 2016.

The contracts resulted from a 200MW competitive solicitation that Xcel issued in February. The company selected the additional 400MW because it wants to secure wind resources before the federal tax credit for wind expires.

The company estimates it will need to add about 1,000MW of wind generation to meet a state requirement to obtain 24pc of its retail sales from wind power by 2020. It already has 200MW from a 20-year power purchase agreement signed in 2010 for the output of the Prairie Rose Wind Farm in Minnesota. Geronimo Energy sold that project to Enel Green Power last year.

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20.01.26

Ausblick eFuels: Von Mandat zu Markt?

Hamburg, 20 January (Argus) — Ab 2026 müssen Inverkehrbringer in Deutschland erstmals eine RFNBO-Quote erfüllen, doch Marktteilnehmer rechnen aufgrund der geringen Produktverfügbarkeit damit, dass die meisten Unternehmen diese Quote nicht erfüllen werden. Langfristig könnten neue Projekte und regulatorische Impulse dennoch Bewegung in den eFuel-Markt bringen. Die Bundesregierung hat am 10. Dezember im Rahmen der RED III neben der Anpassung der THG-Quote auch die Einführung eines Mindestmandats für erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs (RFNBO) beschlossen, welche durch das Inverkehrbringen von beispielsweise eFuels oder grünem Wasserstoff erfüllt werden kann. Dies bedeutet, dass verpflichtete Unternehmen wie Ölkonzerne und Kraftstoffimporteure einen gewissen Anteil der von ihnen in Verkehr gebrachten Energie durch RFNBOs erbringen müssen. Die zu erfüllende RFNBO-Menge entspricht hierbei zunächst 0,1 % des gesamten in Verkehr gebrachten Energiemixes der jeweiligen Inverkehrbringer und steigt bis 2040 schrittweise auf 8 % an. Gleichzeitig waren RFNBOs bereits vorher Erfüllungsoptionen der THG-Quote und werden wie auch Strom für Elektrofahrzeuge dreifach auf die Erfüllung der Quote angerechnet. Bei Nichterfüllung des RFNBO-Mindestmandats drohen verpflichteten Unternehmen Strafzahlungen in Höhe von 120 €/GJ. Für das Jahr 2026 antizipieren Inverkehrbringer allerdings eine flächendeckende Nichterfüllung dieser Unterquote. Dies ist vor allem auf die geringe Produktverfügbarkeit von RFNBOs in Deutschland zurückzuführen. So berichtet etwa ein verpflichtetes Unternehmen gegenüber Argus im vergangenen Jahr lediglich 3.000 Liter RFNBO in Verkehr gebracht zu haben. Aufgrund dieser geringen physischen Verfügbarkeit hatten sich bereits 2025 mehrere Unternehmen dafür ausgesprochen, den Start der Unterquote frühestens ab 2028 anzusetzen, um die Gefahr von Engpässen zu reduzieren und somit dafür zu sorgen, dass die Erfüllung der Quote überhaupt möglich ist. Langfristig erhoffen sich Inverkehrbringer von der Einführung einer solchen Unterquote, dass die daraus entstehende Nachfrage Investitionen in die Produktion von eFuels anstoßen könnte. Hoffnung für eFuel-Enthusiasten weckt zudem die geplante Anpassung des sogenannten EU-Verbrennerverbots. Neue Regelungen könnten es erlauben, auch nach 2035 weiterhin Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor zuzulassen, sofern diese ausschließlich mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden. Dies würde das potenzielle Absatzvolumen für eFuels deutlich vergrößern und damit weitere Investitionsanreize schaffen. Aktuell sind jedoch nur wenige Projekte absehbar, die künftig relevante RFNBO-Mengen für den deutschen Straßenverkehr bereitstellen könnten. German eFuel One plant ab 2028 jährlich rund 75 Mio. l synthetisches E10-Benzin in Deutschland herzustellen. Darüber hinaus könnte etwa der französische Hersteller Lhyfe, der 2025 in Schwäbisch Gmünd eine Produktionsanlage für grünen Wasserstoff in Betrieb genommen hat, perspektivisch zusätzliche RFNBO-Mengen für den deutschen Markt bereitstellen. Als weiterer Anwendungsfall zeigt die Partnerschaft von Rheinmetall und Ineratec, dass eFuels auch im Verteidigungsbereich eine Rolle spielen können, etwa um die strategische Unabhängigkeit von internationalen Lieferketten zu verbessern. Eine zentrale Herausforderung für den breiten Markthochlauf bleiben jedoch die hohen Produktionskosten, die vor allem durch vergleichsweise hohe Strompreise in Europa getrieben werden. Aktuell wird synthetisches Benzin beispielsweise an mindestens einer deutschen Tankstelle bei Bremen mit einem Preisaufschlag von rund 60 Cent/l gegenüber konventionellem E10 angeboten. Mit zunehmender Skalierung der Produktion und dadurch wachsender Produktverfügbarkeit rechnen Inverkehrbringer jedoch damit, dass die Kosten pro produziertem Liter eFuel zurückgehen, und somit die Preisdifferenz zu herkömmlichem Benzin schrittweise abnimmt. Von Marcel Pott und Max Steinhau Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Nachfrageanstieg treibt THG-Zertifikatspreise

08.01.26

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08.01.26

Nachfrageanstieg treibt THG-Zertifikatspreise

Hamburg, 8 January (Argus) — Die Preise für Zertifikate zur Erfüllung der Treibhausgasminderungsquote steigen seit Jahresbeginn an. Hintergrund ist die Rückkehr großer Verpflichteter auf den Markt. Seit dem 2. Januar ist der Preis für THG-Zertifikate der Kategorie "Andere" für das Verpflichtungsjahr 2026 um über 75 €/t CO2e angestiegen und hat damit die Marke von 500 €/tCO2e überschritten. Zuvor stieg der Preis zum Jahreswechsel bereits um fast 200 €/t CO2e, da durch Änderungen der jeweils gültigen Zertifikate, und insbesondere durch die Abschaffung der Doppelanrechnung, die Zertifikate für 2026 deutlich höher gehandelt werden, als jene für 2025. Dass der Preis auch nach dem Jahreswechsel weiter anstieg liegt daran, dass seit dem 5. Januar wieder mehr Käufer — insbesondere große verpflichtete Unternehmen wie Ölkonzerne — am Markt aktiv sind, während das Angebot begrenzt ist. Manche Marktteilnehmer erwarten, dass der Preis sich weiter der Pönale von 600 €/tCO2e annähern wird. Diese wird fällig, sollten verpflichtete Unternehmen nicht genügend THG-Minderungen erzielen, um die Quote zu erfüllen. Jedoch dämpfen sinkende HVO-Prämien den weiteren Anstieg der Preise für THG-Zertifikate, da niedrigere Biokraftstoffpreise die Erfüllungskosten der THG-Quote senken. HVO ist in der Regel eine der teuersten Erfüllungsoptionen, daher ist es unwahrscheinlich, dass der Preis für THG-Zertifikate die Erfüllungskosten durch HVO übersteigen wird. Von Max Steinhau Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Ausblick Biomethan: Chancen und Hindernisse im EU-Markt

23.12.25

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23.12.25

Ausblick Biomethan: Chancen und Hindernisse im EU-Markt

Hamburg, 23 December (Argus) — Der europäische Biomethanmarkt wird in 2026 ein regional ungleichmäßiges Wachstum verzeichnen. Verzögerte Umsetzungen der RED III und ungelöste politische Fragen bremsen den Markthochlauf. Gleichzeitig bleibt die Schifffahrt ein zentraler Nachfragetreiber — vor allem für zertifiziertes, subventioniertes Biomethan. Die überarbeitete EU-Richtlinie für erneuerbare Energien (RED III) gibt den Mitgliedstaaten bis 2030 zwei Optionen, um die Klimaschutzziele der EU zu erreichen: Entweder können die Staaten ihre Treibhausgasemissionen bis 2030 um 14,5 % zu senken, oder sie können einen Anteil von 29 % ihres Energiebedarfs aus erneuerbaren Quellen decken. RED II verlangte lediglich einen Anteil von 14 % erneuerbarer Energien. Einige Länder wie Deutschland haben ihre nationalen Umsetzungspläne der Vorgaben von RED III bereits vorgestellt und planen, diese im kommenden Jahr umzusetzen. Mehrere Länder wie die Niederlande oder Frankreich setzen zukünftig auch auf ein THG-System, wie es in Deutschland nun schon seit Jahren existiert. Biomethan mit niedriger oder negativer Kohlenstoffintensität wird damit zum bevorzugten Kraftstoff, um die Verpflichtungen zu erfüllen — vor allem in den Niederlanden, wo es bisher hinter vergleichsweise günstigeren Biokraftstoffen zurückblieb. Eine weitere EU-Verordnung, die den Einsatz von Biomethan begünstigt, ist FuelEU Maritime. Diese trat im Januar 2025 in Kraft und verpflichtet Reedereien, die Emissionen ihrer Flotten in den Jahren 2025 und 2026 um jeweils 2 % pro Jahr zu senken. Übererfüllung kann über Pooling-Systeme vermarktet werden. Dies hat sich für das Bunkering von Bio-LNG in 2025 als besonders profitabel erweisen. Die Regelung hat die Preise für Herkunftsnachweise (HKNs, oder englisch: RGGOs) stark beeinflusst und dürfte 2026 weiter für Dynamik sorgen. Neue Systeme, entweder unter RED III oder nationalen Verpflichtungen, die 2026 in Kraft treten, werden Nachfrage erzeugen, die mit dem Bedarf aus der Schifffahrt um das Angebot konkurrieren muss. Der größte Teil des niederländischen und dänischen Biomethanangebots für 2026 ist bereits für den maritimen Sektor vorgesehen. Wachstum in den Niederlanden Neben der Umstellung auf die THG-basierte Verpflichtung im Rahmen des sogenannten ERE-Zertifikatssystem unter RED III haben die Niederlande im November mit der Arbeit an einer "Green Gas Blending Obligation" begonnen. Eine Umsetzung vor Ende 2027 erscheint zwar unwahrscheinlich, doch die Pläne stützen vorerst die Preise für HKNs. Die Liquidität von niederländischem Biomethan könnte steigen, wenn die Regierung die Massenbilanzierung von Biomethan genehmigt. Ein entsprechender Antrag wurde im November im Parlament eingebracht, doch eine jüngste Regierungsantwort deutet darauf hin, dass dieser nicht von Erfolg gekrönt sein wird. Bio-LNG muss, wie auch in Deutschland, unsubventioniert sein, zertifiziert sein und physisch geliefert werden, um sich für ERE-Zertifikate zu qualifizieren, andernfalls wird es bei der Berechnung des Gesamtmandats eines Kraftstoffanbieters mit einer fossilen CI von 94 g CO2e/MJ behandelt. Stabiles Deutschland, Frankreich Deutschland wird 2026 die Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe wie Biomethan auf die THG-Quote abschaffen. Bislang war dies stets ein großer Anreiz für den Einsatz von Biomethan als Kraftstoff. Trotzdem bleibt Biomethan in Deutschland der günstigste Weg, um die THG-Quote zu erfüllen, denn insbesondere güllebasiertes Biomethan hat ein konkurrenzloses Einsparungspotenzial. Auch die steigende THG-Quote könnte die Nachfrage stützen, jedoch bleibt der Absatzmarkt in Deutschland durch die limitierte Anzahl an LNG- und CNG-Fahrzeugen begrenzt. Frankreichs Beimischungspflicht für Biogas-Produktionszertifikate (CPB) tritt im Januar in Kraft und dürfte auch dort die Inlandsnachfrage deutlich ankurbeln. Die Umsetzung der RED III-Richtlinie, die ein neues, auf Treibhausgasen basiertes IRICC-Ticketsystem vorsieht, wurde jedoch auf 2027 verschoben. Das derzeitige energiebasierte TIRUERT-Ticketsystem für den Transport bleibt bis dahin bestehen, und bremst die Nutzung von Biomethan im Verkehrssektor. Ob IRICCs ab 2027 aus Biomethan generiert werden können, ist noch unklar. Die Verpflichtung, 3 % erneuerbares Gas im Verkehrssektor zu verwenden, tritt 2028 in Kraft und wird danach weiter ansteigen. Der grenzüberschreitende Handel und die Bunkerung von Bio-LNG dürften weiterhin eingeschränkt bleiben. Französisches Biomethan kann nur im Rahmen einer Ex-Domain-Annullierung exportiert werden, also durch die Löschung von HKNs in einem Land zur Verwendung in einem anderen. Dies birgt Risiken für Käufer, da die Eigentumsrechte an den Nachweisen nicht zwangsläufig übertragen werden. Subventioniertes Biomethan darf an französischen LNG-Terminals nicht für die Nutzung außerhalb des Landes verflüssigt werden. Französisches Bio-LNG muss über Massenbilanzierung an andere Terminals in der EU exportiert werden, um unter FuelEU Maritime genutzt zu werden. Großbritannien: Zugang zur EU unklar Der Zugang des Vereinigten Königreichs zu EU-Märkten hängt vom Zugang zur Unionsdatenbank für gasförmige Biokraftstoffe (UDB) ab, deren Start nun für Ende Sommer 2026 vorgesehen ist. Unklarheiten bei der Drittstaatenregelung könnten den EU-Handel einschränken — ein kritisches Thema, da das Vereinigte Königreich in den ersten drei Quartalen 2025 mehr als die Hälfte seiner HKNs exportierte, hauptsächlich nach Deutschland, Norwegen und in die Schweiz. Das Vereinigte Königreich prüft derzeit den Ersatz volumenbasierter RTFC-Tickets durch ein THG-basiertes System, doch Änderungen würden erst 2027 in Kraft treten. Fazit Insgesamt bleibt Biomethan in Europa in THG-basierten Systemen gut positioniert, doch Verzögerungen bei der Umsetzung von Vorschriften dürften das Gesamtwachstum des Marktes verlangsamen. Die Niederlande, Dänemark und Deutschland sollten weiterhin Anker für die europäische Preisbildung bleiben, und Spanien dürfte seine Rolle als maritimer Hub festigen. Doch mehrere Länder riskieren, zurückzufallen, wenn sie keine HKN-Register, Export-Hub-Zugänge, politische Anreize und Subventionsreformen einführen. Von Madeleine Jenkins & Svea Winter Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Bundeskabinett beschließt Anpassung der THG-Quote

10.12.25

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10.12.25

Bundeskabinett beschließt Anpassung der THG-Quote

Hamburg, 10 December (Argus) — Das Bundeskabinett hat am 10. Dezember ein Gesetz zur Umsetzung der RED III in nationales Recht beschlossen. Das Gesetz wird voraussichtlich nicht vor dem 1. Januar verabschiedet, soll aber rückwirkend ab dann gelten. Damit passt der Gesetzgeber die Treibhausgasminderungsquote an und schafft die Doppelanrechnung fortschrittlicher Kraftstoffe ab. Preise für THG-Zertifikate steigen bereits. Die Gesetzesvorlage, die das Kabinett beschlossen hat, entspricht weitestgehend einem Entwurf vom 29. Oktober, der im November durchgesickert ist . So soll unter anderem die Quotenhöhe bis 2040 auf 59 % steigen. Für 2026 wird sie 12 % betragen. Flugzeug- und Schiffskraftstoffe sind von der Quotenverpflichtung ausgenommen. Das Gesetz beendet zudem die Anrechenbarkeit von Palmölprodukten, insbesondere Palmölmühlen-Abwasser (POME), auf die THG-Quote, wie bereits in einem früheren Ministerialentwurf vorgesehen. Allerdings tritt das Verbot für POME sowie die Pflicht für Kraftstoffproduzenten, Vor-Ort-Kontrollen durch eine zuständige Behörde eines EU-Mitgliedstaats zuzulassen, erst 2027 in Kraft. Damit bleibt 2026 ein Übergangsjahr. Der Gesetzentwurf bestätigt auch das Ende der Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe, ein zentraler Unsicherheitsfaktor für Marktteilnehmer. Nach geltendem Recht können fortschrittliche Biokraftstoffe mit dem zweifachen ihres Energiegehalts auf die THG-Quote angerechnet werden, sofern das Mindestmandat für fortschrittliche Kraftstoffe erfüllt ist. In der Folge müssen Inverkehrbringer künftig mehr Biokraftstoffe auf dem Markt bringen oder THG-Zertifikate kaufen, um die Quote zu erfüllen. Die Änderung zur Abschaffung der Doppelanrechnung gilt jedoch für das gesamte Verpflichtungsjahr und alle Folgejahre, was bedeutet, dass sie rückwirkend ab dem 1. Januar 2026 greift. Die einzige Ausnahme gilt für Kraftstoffe, die vor dem 1. Januar 2026 in Verkehr gebracht wurden. Das Gesetz tritt am zweiten Tag nach seiner Veröffentlichung im Bundesgesetzblatt in Kraft, wobei einzelne Abschnitte aus verfahrensrechtlichen Gründen einen Tag früher wirksam werden. Der Gesetzentwurf muss nun dem Bundesrat und dem Bundestag zur Beratung vorgelegt werden. Die Zustimmung des Bundesrats ist nicht erforderlich. Der Bundestag könnte jedoch noch Änderungen einbringen. Erst nach Zustimmung des Bundestags kann das Gesetz dem Bundespräsidenten zur Unterzeichnung vorgelegt und anschließend im Bundesgesetzblatt veröffentlicht werden. Der Abschluss des Gesetzgebungsverfahrens wird im ersten Quartal 2026 erwartet. Änderungen bei Unterquoten, RFNBOs und Biomethan Das Mandat für fortschrittliche Biokraftstoffe aus Rohstoffen gemäß Anhang IX der RED III wird ebenfalls erhöht und soll bis 2040 9 % erreichen, wie bereits im Entwurf vom 29. Oktober vorgesehen. Das Mandat für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBOs) — wie E-Fuels und grüner Wasserstoff — fällt höher aus als im vorherigen Entwurf. Es steigt bis 2034 auf 2,5 % des Energiemixes eines verpflichteten Unternehmens, statt 1,8 % im Entwurf von Oktober, und erreicht 2040 8 % statt 4 %. Die Strafzahlung bei Nichterfüllung beträgt 120 €/GJ. Importiertes Biomethan kann auf die THG-Quote angerechnet werden, sofern bestimmte Bedingungen wie der Anschluss an das EU-Gasnetz erfüllt sind. Kleinere Anpassungen umfassen die Absenkung des Basiswerts für Emissionen von 94,1 kg CO2e/GJ auf 94 kg CO2e/GJ, um die EU-Vorgaben zu harmonisieren, sowie die Verschiebung der Frist für die Anmeldung beim Hauptzollamt vom 15. April auf den 1. Juni des Folgejahres. Markt reagiert mit Preissprung Der Markt für THG-Zertifikate reagierte sofort. Zertifikate der Kategorie "Andere" für 2025 werden am 10. Dezember rund 20 €/t CO2e höher gehandelt als am Vortag, und auch die Preise für Zertifikate für 2026 und 2027 steigen. Die Preise für 2025-Zertifikate steigen, obwohl sie von der Gesetzesänderung nicht direkt betroffen sind, da sie als Ersatz für 2027-Zertifikate gelten, weil überschüssige Erfüllung aus 2025 auf 2027 übertragen wird. Zudem könnte HVO künftig eine zentrale Rolle bei der Erfüllung der THG-Quote spielen, was die Zertifikatspreise beeinflussen kann. Die Nachfrage nach fortschrittlichem HVO könnte deutlich steigen, da es unbegrenzt auf die THG-Quote angerechnet werden kann — sowohl als Beimischungskomponente als auch als Reinkraftstoff — und in den meisten bestehenden Diesel-Fahrzeugflotten eingesetzt werden kann. Das Ende der Doppelanrechnung könnte auch die Nachfrage nach nicht-fortschrittlichen Biodiesel-Sorten wie RME (Rapsbasis) und UCOME (Altspeiseölbasis) erhöhen. Deren Anrechenbarkeit ist zwar auf einen bestimmten Prozentsatz des Energiemixes eines Unternehmens begrenzt, doch wurde diese Grenze in der Vergangenheit nicht immer ausgeschöpft. Von Max Steinhau & Chloe Jardine Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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EU-Minister einigen sich auf verzögerten ETS 2-Start

05.11.25

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05.11.25

EU-Minister einigen sich auf verzögerten ETS 2-Start

Hamburg, 5 November (Argus) — Die Umweltminister der EU-Mitgliedstaaten planen, den Start des international Emissionshandel für den Verkehr- und den Gebäudesektor um ein Jahr auf 2028 zu verschieben. Dies ist Teil einer Einigung der Ministerien bezüglich des Klimaziels bis 2040 vom 5. November. Ursprünglich hätte der internationale Emissionshandel (ETS 2), welcher die nationale CO2-Abgabe ablösen soll, bereits 2027 starten sollen. Deutschland führt daher als Übergangsregelung für 2026 eine auktionsbasierte CO2-Abgabe ein, da auch im ETS 2 die CO2-Zertifikate versteigert werden sollen. Allerdings sieht die europäische Richtlinie für das ETS 2 die Option vor, ein Jahr später zu starten, sollten die durchschnittlichen Gas- oder Rohölpreise außergewöhnlich hoch sein. Die EU-Kommission hätte bis zum 15. Juli 2026 Zeit, dies zu evaluieren und zu entscheiden. Da die Minister jedoch vorschlagen, die Verschiebung des Starts des ETS 2 im Rahmen des Gesetzes zu verabschieden, welches auch die Klimaziele bis 2040 festlegt, müsste dies durch das EU-Parlament beschlossen werden. Dieser Beschluss wird bis Ende des Jahres erwartet. Die Initiative ging von Polen aus. Sollte die Verzögerung eintreten — sei es durch den Beschluss des EU-Parlaments auf Basis des Vorschlages der EU-Umweltminister oder aufgrund der Energiepreisklausel — würde der nationale Emissionshandel in seiner am 31. Dezember 2026 gültigen Form fortgesetzt werden. Aktuell bedeutet dies, dass Unternehmen dann zwischen 55 € und 65 € pro Zertifikat bei Auktionen bieten müssen, mit der Möglichkeit, zu einem Festpreis von 68 € pro Zertifikat nach Abverkauf der Versteigerungsmenge Zertifikate nachzukaufen. Inverkehrbringer von Heizöl, Diesel und Benzin stellt dies vor die Hürde, nicht genau zu wissen, wie hoch die CO2-Abgabe für sie ausfallen wird, da sie den Zuschlagspreis der Auktionen nicht vorhersagen können. Somit ist es für sie schwieriger, die CO2-Kosten in ihren Preiskalkulationen zu berücksichtigen. Die Minister haben sich darüber hinaus darauf geeinigt, dass die EU-Staaten ihre Treibhausgasemissionen bis 2040 um 90 % reduzieren müssen gegenüber dem Niveau von 1990. Bis zu 5 Prozentpunkte der Minderungen der gesamten EU dürfen dabei über die Anrechnung hochqualitativer internationaler Zertifikate erreicht werden. Ab 2036 soll die Anrechnung der Zertifikate möglich sein; bereits ab 2031 soll ein Pilotmarkt für den Handel mit diesen Zertifikaten initiiert werden. Deutschland — vertreten durch Bundesumweltminister Carsten Schneider — hat sich gemeinsam mit den Niederlanden dafür eingesetzt, dass maximal 3 Prozentpunkte durch Zertifikate erreicht werden können. Von Max Steinhau & Dafydd ab Iago Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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