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Energiepolitik
Studie: Deutschland wird beim Umbau des Strommarkts überholt
Beim Umbau des Strommarktes kommt Deutschland nicht so schnell voran wie andere europäische Länder. Zu diesem Ergebnis kommt eine Studie der britischen Association for Renewable Energy and Clean Technology (REA) zusammen mit dem Energiemanagementunternehmen Eaton. Die Experten bewerteten und verglichen die Rahmenbedingungen für die Energiewende in 13 europäischen Ländern.
Beim sogenannten Energy Transition Readiness Index (ETRI) werden die Länder hinsichtlich der gesellschaftlichen Unterstützung für die Energiewende, ihrer Fähigkeit, neue Technologien und Geschäftsmodelle zu nutzen sowie der Flexibilität des Marktes bewertet. Demnach kann Deutschland seine Bewertung aus dem Vorjahr zwar halten, rutscht aber auf den letzten Platz, da sich andere Länder seit der Erhebung im Jahr 2021 stärker verbessert haben.
Auf einer Skala von eins bis fünf erreicht Deutschland den Wert 3 - ebenso wie Irland, Italien, Polen, Spanien, die Schweiz und Großbritannien. Dänemark, Frankreich, die Niederlande, Norwegen und Schweden erreichen die Stufe 4, nur Finnland erreicht die höchste Stufe 5. Alle Länder hätten ehrgeizige Ziele zur Emissionsreduktion. Aber die höher bewerteten Länder haben den Angaben zufolge flexible Märkte, "die besser für einen fairen, transparenten und einfachen Zugang sorgen", hieß es. In schlechter bewerteten Ländern bestünden dagegen Investitionshindernisse.
Starker Konsens, schlechte Umsetzung
Insgesamt sieht die Studie in Deutschland zwar einen starken Konsens für die Energiewende, jedoch gelinge die Umsetzung politischer und regulatorischer Veränderungen nur langsam. Zu den Gründen gehöre etwa, dass Entscheidungsfindungen vielfältigen lokalen politischen Interessen unterliegen. Den Experten zufolge benötigt Deutschland mehr Ressourcen, um die Flexibilität des Strommarkts zu erhöhen und so die Ziele der Energiewende zu erreichen.
Holzmarkt profitiert von Krise: Brennholzpreise steigen
Weil in der Energiekrise mehr Menschen zu Kaminholz greifen, steigen auch in Rheinland-Pfalz die Preise. Anders sieht es beim Schnittholz aus, welches wegen eines Tiefs in der Baubranche weniger nachgefragt wird. «Bedingt durch den Überfall Russlands auf die Ukraine entstanden Marktunsicherheiten, die sich auch auf den Bausektor und somit letztendlich auf den Stammholzeinkauf auswirkten», sagt Wolfgang Schuh, Geschäftsführer des Waldbesitzerverbandes Rheinland-Pfalz in Bad Kreuznach.
Nach Angaben des Waldbesitzerverbandes waren 2022 beim Brennholz Preissteigerungen zwischen 50 und 100 Prozent zu verzeichnen - und das ist nur der Preis der Forstbetriebe. Beim Endverbraucher steigen die Preise demnach teils noch stärker. «Steigende Energiepreise fördern die Nachfrage nach alternativen Brennstoffen inklusive Brennholz», sagt Klaus Dunkel, Vertriebsleiter der Landesforsten Rheinland-Pfalz. Bei Brennholz aus Staatswäldern habe sich der Mindestpreis für die neue Saison um 23 bis 36 Prozent erhöht: von 55 Euro pro Festmeter auf 68 beziehungsweise 75 Euro.
Die gestiegene Attraktivität von Brennholz haben offenbar auch Kriminelle bemerkt. «Die Anzahl der hier bekannt gewordenen Einzelfälle ist größer als in den Vorjahren», sagt Dunkel. Mit einem Anstieg der Diebstähle rechnet auch Wolfgang Schuh vom Waldbesitzerverband, wenngleich die Entwicklung statistisch schwer abzubilden sei. Vor allem Diebstähle geringer Holzmengen würden oftmals nicht gemeldet, hieß es.
Die Preise für Stammholz, also unverarbeitete Baumstämme, entwickelte sich bei Privatwäldern 2022 stabil mit einer leicht fallenden Tendenz, sagt Schuh. Die Preise für Buche und Eiche stiegen an. Bei Staatswäldern erhöhte sich der Holzpreis 2022 im Schnitt um 39 Prozent gegenüber den Vorjahren, wobei Industrie- und Brennholz mit einfließt.
In denen vergangenen Jahren waren Holzpreise wegen Schäden durch Borkenkäfer und Dürren stark gesunken - laut Waldbesitzerverband fielen sie zwischen 2018 und 2021 um 50 Prozent. Ab 2021 wurde dann wieder ein Anstieg verzeichnet, welcher Anfang dieses Jahres teils ein Niveau von 2017 erreicht hatte.
Die von Schuh genannten Unsicherheiten infolge der russischen Invasion der Ukraine zeigen sich bei Forstbetrieben in einer abgeflauten Nachfrage durch die Sägeindustrie, hieß es. Zwei Drittel der Nachfrage der Sägeindustrie kommt aus dem Bausektor. Die hohe Inflation, erhöhte Leitzinsen und daraus resultierende Hypothekenzinsen sorgen bei der Bauindustrie derweil für ein schlechteres Geschäft. So verzeichne die Säge- und Holzindustrie einen Einbruch der Nachfrage aus dem Bausektor und um ein Viertel gesunkene Preise zwischen Mai und Oktober dieses Jahres, teilt der Deutsche Säge- und Holzindustrie Bundesverband (DeSH) mit.
Die Sägeindustrie hatte 2021 einen starken Nachfrage- und Preisanstieg verzeichnet. Gründe dafür waren laut DeSH «Corona-Sondereffekte, ein hoher Bedarf im Bausektor und für Renovierungsarbeiten sowie eine international hohe Nachfrage». Anfang 2022 hatten diese sich auf hohem Niveau stabilisiert, hieß es. «Angesichts der aktuellen wirtschaftlichen Lage und einer zu erwartenden Rezession im kommenden Jahr ist es Aufgabe der Politik, stärkende Instrumente und verlässliche Rahmenbedingungen zu schaffen», forderte DeSH Geschäftsführerin Julia Möbus nun.
Beim Ausblick auf die Preisentwicklung im kommenden Jahr sei sowohl für Bau- als auch für Brennholz entscheidend, wie sich der Krieg in der Ukraine, die Energiepreise und damit verbundene Inflation und Zinsen entwickeln, sagte Wolfgang Schuh. Davon hänge die Bautätigkeit ab. Beim Bauholz erwarte man für das kommende Jahr stabile Preise. «Der starke Anstieg im Bereich der Industrie- und Brennholzpreise wird sich auf hohem Niveau leicht abschwächen», hieß es.
«Die Preise für Laubindustrieholz werden, befeuert vom Preisanstieg bei Brennholz, um etwa 50 Prozent ansteigen», sagt Klaus Dunkel von den Landesforsten. Auch bei Nadelindustrieholz erwarte man einen Anstieg um 30 Prozent, bei Laubstammholz werde ein Plus von 20 bis 35 Prozent erwartet, hieß es.
Zusammen mit Hessen gehört Rheinland-Pfalz mit einer Fläche von 840.000 Hektar zu den waldreichsten Bundesländern. Wälder machen 42 Prozent der Landesfläche aus.
Europäischer Gaspreis fällt drastisch
Europäischer Gaspreis fällt drastisch
Der europäische Gaspreis ist merklich gefallen und ist jetzt so niedrig wie zuletzt vor eineinhalb Jahren. Das hängt vor allem mit dem Verlauf des Winters zusammen.
Der europäische Gaspreis ist zu Beginn der Woche auf den niedrigsten Stand seit fast eineinhalb Jahren gefallen. Nachdem sich die Notierung im Verlauf der vergangenen Wochen vergleichsweise stabil gehalten hatte, fiel sie am Montag für die Lieferung im März um etwa fünf Prozent bis auf 51,38 Euro je Megawattstunde (MWh) und damit auf den tiefsten Stand seit Anfang September 2021.
Ende des vergangenen Jahres hatte der Preis für europäisches Gas noch bei 160 Euro je MWh gelegen. Das Rekordhoch war im vergangenen Sommer bei 345 Euro je MWh erreicht worden. Damals hatte ein weitgehender Lieferstopp für Erdgas aus Russland nach Westeuropa einen Höhenflug ausgelöst.
Gas-Füllstand bei 73 Prozent
Ein wesentlicher Grund für den fallenden Gaspreis in den vergangenen Monaten bleiben die nach wie vor vergleichsweise milden Wintertemperaturen in Europa, die den Verbrauch dämpfen. Am Markt wird erwartet, dass die Nachfrage nach Erdgas wegen des eher milden Winters auch für den Rest des Monats niedrig bleiben dürfte.
Laut jüngsten Daten des europäischen Speicherverbandes GIE betrug der Füllstand in allen deutschen Speichern am 11. Februar 73,08 Prozent. Die Gasreserven sind zwar seit Januar kontinuierlich gesunken, liegen aber weiter deutlich über dem Vergleichswert des Vorjahres.
Gesetzentwurf zur „Wärmewende“: Bundesregierung billigt Regeln zum Heizungstausch
Nach langem Ringen hat sich die Bundesregierung auf eine Reform des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) geeinigt. Das Bundeskabinett beriet am Mittwoch über den entsprechenden Gesetzesentwurf von Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) und Bundesbauministerin Klara Geywitz (SPD). Neben den Details zur Umsetzung der geplanten „Wärmewende“ stehen auch die Eckpunkte für das Förderprogramm, das Hauseigentümern den Heizungsaustausch erleichtern soll.
Demnach bleibt es dabei, dass vom 1. Januar 2024 an in Deutschland nur noch Heizungen eingebaut werden sollen, die zu 65 Prozent mit erneuerbaren Energien betrieben werden oder zumindest dafür ausgelegt sind. Dies gilt sowohl für Heizungsanlagen in Neubauten als auch Erneuerungen in Bestandsgebäuden.
Ursprünglich hatte die Ampelkoalition diese Neuerung erst vom Jahr 2025 an geplant, die Reform aber nach Beginn des Ukrainekrieges um ein Jahr vorgezogen. Neben der vom Wirtschaftsministerium präferierten elektrischen Wärmepumpe erlaubt sind künftig Hybridmodelle, bei denen sich zur Wärmepumpe an besonders kalten Tagen eine fossile Heizung zuschaltet.
Als Hybridheizungen erlaubt sind demnach Wärmepumpen „in Kombination mit einer Gas-, Biomasse- oder Flüssigbrennstofffeuerung“. Für Hauseigentümer in ländlichen Regionen wird spannend sein, ob auch Hybridmodelle mit Ölunterstützung unter diese Formulierung fallen sollen. Auf dem Land gibt es oft kein Gasnetz, Ölheizungen sind dort weitverbreitet.
Wasserstoffregelung bleibt unverändert
Biomasseheizungen wie solche, die Holzpellets nutzen, sollen nach den Gesetzesplänen der Regierung nur noch in Bestandsgebäuden erlaubt sein. Und das auch nur dann, wenn sie „zur Verbesserung der Betriebsqualität“ mit Pufferspeichern und einer solarthermischen Anlage oder einer Photovoltaikanlage ergänzt werden. In Neubauten sind sie künftig keine Option mehr.
An der umstrittenen Regelung zu Wasserstoff hat sich im Vergleich zum vorherigen Entwurf nichts verändert. So dürfen Eigentümer im kommenden Jahr Gasheizungen einbauen und auch erst einmal mit Gas betreiben, die „H2-ready“ sind. Dies ist aber nur unter der Voraussetzung erlaubt, dass der Umbau des Gasnetzes auf Wasserstoff bis zum Jahr 2035 vom Gasnetzbetreiber, an den die Heizung angeschlossen ist, geplant „und mit konkreten Investitionsschritten“ unterlegt ist, wie es in der Kabinettsvorlage heißt.
Ob im nächsten Jahr viele Versorger eine solche Zusage geben werden, ist zweifelhaft. Wird das Gasnetz langfristig auf Wasserstoff umgestellt, birgt die Regelung zudem die Gefahr, dass Eigentümer mit einer noch funktionierenden Gasheizung, die keinen Wasserstoff verarbeiten kann, von der Versorgung abgeschnitten werden.
Die Branche hatte darauf gedrängt, die Frist bis zum Jahr 2045 zu verlängern, wenn in Deutschland ohnehin nicht mehr fossil geheizt werden soll, sich damit aber offenkundig nicht durchgesetzt. Für den Übergang – konkret einen Zeitraum von drei Jahren – dürfen nach einer Heizungshavarie auch weiter gewöhnliche Gasheizungen eingebaut werden, sie müssen danach aber durch ein Modell mit Erneuerbaren ersetzt werden.
Die Ausnahmeregel für Menschen, die das 80. Lebensjahr vollendet haben, ist geblieben und sogar noch ausgeweitet worden. Sie sollen nach einem Ausfall der bisherigen Heizung auch weiter eine klassische fossile Heizung einbauen dürfen. Erst für diejenigen, die die Immobilie später erben, soll die Erneuerbaren-Pflicht gelten.
Die Ausnahme umfasst nicht nur selbst genutzte Immobilien, sondern auch vermietete Wohngebäude, sofern diese nicht mehr als sechs Wohnungen haben und der Eigentümer selbst in dem Haus wohnt. Das Justizministerium hatte gegen diese Altersgrenze dem Vernehmen nach rechtliche Bedenken. Wie dies verfassungsrechtlich sicher verankert werden kann, soll nun das Parlament diskutieren.
Verschiedene Klimaboni geplant
Bei der Förderung wird unterschieden nach Eigentümern, die selbst in der Immobilie wohnen, und vermieteten Häusern. Für die erste Gruppe ist das Förderprogramm „Erneuerbares Heizen“ gedacht. Kleinvermieter in Häusern mit bis zu sechs Wohnungen, die selbst in dem Haus wohnen, sind dabei eingeschlossen. Für alle anderen vermieteten Immobilien bleiben die bisherigen Förderprogramme der „Bundesförderung effiziente Gebäude“ (BEG).
Das neue Förderprogramm ist so konzipiert: Grundsätzlich soll der Einbau einer Heizung nach den neuen GEG-Kriterien in Bestandsgebäuden zu 30 Prozent gefördert werden. Einen „Klimabonus I“ in Höhe von 20 Prozent sollen Eigentümer erhalten, die Sozialleistungen beziehen, sowie Alteigentümer, die ihre Immobilie mindestens seit dem Jahr 2002 bewohnen und die eine Öl- oder Gasheizung ersetzen, die älter als 30 Jahre ist.
Der „Klimabonus II“ von 10 Prozent ist für Eigentümer gedacht, die ihre Öl-, Gas- oder Kohleheizung mindestens fünf Jahre vor der gesetzlich vorgeschriebenen Frist austauschen. Den „Klimabonus III“, ebenfalls 10 Prozent, gibt es im Fall einer Heizungshavarie, wenn die Heizung jünger als 30 Jahre war und innerhalb eines Jahres auf eine Heizung mit Erneuerbaren umgestellt wird. Darüber hinaus sollen alle Eigentümer zinsgünstige Kredite von bis zu 60.000 Euro für den Heizungstausch beantragen können.
Bisher fördert der Staat den Einbau einer Wärmepumpe, indem er je nach Fallkonstellation zwischen 25 und 40 Prozent der Kosten übernimmt. Mit den neuen Regeln würde sich der Fördersatz auf bis zu 50 Prozent erhöhen.
Wegen russischen Ausfuhrstopps - Tanken in Deutschland soll demnächst deutlich teurer werden
Russland hat einen Ausfuhrstopp von Treibstoffen wie Benzin und Diesel angekündigt. Für deutsche Verbraucher bedeutet das: Tanken wird bald wieder deutlich teurer werden.
Wie das „Handelsblatt“ berichtet, habe die russische Regierung angekündigt, die Ausfuhr von Treibstoffen demnächst zu untersagen. Die Maßnahme habe das Ziel, Kraftstoffpreise für russische Bürger zu drücken.
„Die vorübergehenden Beschränkungen helfen, den [russischen] Treibstoffmarkt zu sättigen“, heißt es in einer Verfügung des russischen Ministerpräsidenten Michail Mischustin, „was es in Folge erlauben wird, die Preise für die Verbraucher zu senken.
Der genaue Beginn des Ausfuhrstopps solle bald bestimmt werden.
Während Preise in Russland sinken, steigen sie in Deutschland
Die Maßnahme zur Rohstoffpreissenkung in Russland dürfte allerdings bewirken, dass deutsche Verbraucher bald wieder mit deutlich höheren Preisen für Benzin und Diesel rechnen müssen, berichtet das „Handelsblatt“. Seit Monaten herrsche in Europa eine angespannte Versorgungslage, die sich durch einen russischen Ausfuhrstopp verschärfen dürfte.
Zwar seien Sanktionen, die die EU Russland im Zuge des Ukraine-Kriegs auferlegt hat, nach wie vor gültig. In die Importlücke, die sich durch diese ergeben hatte, hätten sich allerdings nicht-EU und nicht-G7 Länder gezwängt und als eine Art Zwischenhändler fungiert.
Wenn Russland den Export in diese Staaten stoppe, senkten diese Länder wiederum den Export in die EU. Zwangsläufige Folge werde sein, dass Rohstoffe in Europa knapper würden und deren Preise stiegen.
Raffineriemargen erreichten Ende August Achtmonatshoch
Aktuell treffe auf dem Diesel- und Rohölmarkt ohnehin eine starke Nachfrage auf ein knappes Angebot, berichtet das „Handelsblatt“.
Ein Barrel Nordseesorte Brent-Öl habe zu Wochenbeginn kurzzeitig über 95 US-Dollar gekostet, die US-Sorte WTI zeitweise über 93 US-Dollar. Diesel habe sich – angetrieben durch derzeit fehlende Raffineriekapazitäten außerhalb Russlands – sogar noch stärker verteuert als Rohöl.
Der Internationalen Energieagentur (IEA) zufolge erreichten die Raffineriemargen schon Ende August ein Achtmonatshoch.
Heizkosten stiegen 2022 um bis zu 81 Prozent
Im Energiekrisenjahr 2022 ist das Heizen massiv teurer geworden. Das zeigt eine Auswertung Hunderttausender Kostenabrechnungen. Auch im laufenden Jahr liegen die Preise weit über Vorkrisenniveau.
Die Kosten fürs Heizen sind im vergangenen Jahr um bis zu 81 Prozent gestiegen. Das zeigt der Heizspiegel, für den die gemeinnützige Beratungsgesellschaft co2online mehr als 250.000 Energie- und Heizkostenabrechnungen ausgewertet hat.
Ein durchschnittlicher Haushalt in einem Mehrfamilienhaus mit einer Gasheizung muss demnach etwa 1475 Euro zahlen, 80 Prozent mehr als 2021. Auch die Kosten für Holzpellets (+ 81 Prozent), Wärmepumpen (+ 50 Prozent) und Heizöl (+ 48 Prozent) haben deutlich angezogen. Die Preise für Fernwärme indes stiegen nur leicht – um fünf Prozent.
Grund für die höheren Heizkosten sind die hohen Energiepreise infolge des russischen Einmarsches in der Ukraine. In Folge des Krieges strebten Deutschland und weitere Länder die Substitution von Gas- und anderen Energieimporten aus Russland an, was zu einer verstärkten globalen Nachfrage und höheren Beschaffungskosten führte.
Das wirkte sich auch auf die anderen Energieträger aus. Insbesondere der Strompreis stieg parallel, da er indirekt an den Gaspreis gekoppelt ist. Die gestiegenen Energiepreise wirkten sich auch auf die Produktionskosten der Pellets aus, was auch deren Preise drastisch steigen ließ.
Das relativ warme Winterwetter und eine Soforthilfe der Bundesregierung im Dezember 2022 milderten den Kostenschub nur leicht.
Für 2023 erwartet co2online wieder etwas niedrigere Preise. Heizen mit Gas dürfte gegenüber 2022 um 11 Prozent günstiger werden, hieß es. Die Kosten fürs Heizen mit Holzpellets (- 17 Prozent), Heizöl (- 19 Prozent) und Wärmepumpen (- 20 Prozent) könnten ebenfalls zurückgehen. Nur für Fernwärme müssen Kunden 2023 wohl zehn Prozent mehr zahlen.
Hauptgründe für den Rückgang sind die sinkenden Energiepreise und Preisbremsen der Bundesregierung. Insgesamt liegen die Preise noch immer über Vorkrisenniveau.
Energie sparen lohnt sich daher weiterhin. In einem durchschnittlichen Haushalt können die Kosten laut co2online um bis zu 1270 Euro gedrückt werden. Deutschlandweit seien jährliche Einsparungen von 22 Milliarden Euro möglich.
Der kostenlose Heizspiegel listet eine Reihe Tipps dafür auf – von der Entlüftung von Heizkörpern über den Einbau von Thermostaten bis zum richtigen Abdichten der eigenen Fenster.
Schafft Habeck es die Kernkraft-Lücke zu schließen?: Das lange Warten auf neue Kraftwerke
Der die Energiewende des Wirtschaftsministers ist entscheidend, ob es gelingt, den Wegfall von Kernenergie zu kompensieren. Dem Zeitplan hinkt er jetzt schon hinterher – und muss erstmal auf Gas setzen.
Wo soll denn der Strom herkommen, wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht weht? Diese Frage hört Wirtschaftsminister Robert Habeck häufig. Oft von jenen, die das gesamte Klimaschutzvorhaben der Bundesregierung infrage stellen.
Die Frage ist durchaus berechtigt – gerade dann, wenn man es mit dem Klimaschutz ernst meint. Und sie ist bis heute nicht gelöst. Bis 2045 soll Deutschland klimaneutral wirtschaften. Die Atommeiler sind abgeschaltet. Bis 2030 soll möglichst das Ende der Kohlekraft folgen – und 80 Prozent des Stromverbrauchs mit erneuerbaren Energien gedeckt werden. Gleichzeitig steigt der Stromverbrauch insgesamt. E-Autos und Wärmepumpen, dringend notwendig für den Klimaschutz, treiben ihn nach oben.
Was also tun? Der vermutlich größte staatliche Eingriff in den deutschen Energiemarkt, den es je gegeben hat, soll es richten. Insgesamt 30 Gigawatt neuer Kraftwerkskapazitäten will Habeck in den kommenden Jahren bauen lassen.
Eine gewaltige Dimension. Das entspricht über 20 der größten Braunkohle- oder Kernkraftwerke. Oder, vom Verbrauch aus betrachtet: Damit kann mehr als ein Drittel der „Spitzenlast“ von gut 80 Gigawatt gedeckt werden. Das ist der höchste Stromverbrauch, der überhaupt im deutschen Stromnetz gemessen wird, meist an einem Winterabend.
Dass das notwendig ist, bezweifelt so gut wie niemand. Zahlreiche groß angelegte und exzellente Studien, vom Industrieverband BDI über Wissenschaftsorganisation bis hin zu Klima-Thinktanks sind sich einig: Ohne neue „Backup-Kraftwerke“ geht es nicht. Und sie müssen schnell kommen, noch dieses Jahrzehnt braucht es einen erheblichen Teil der neuen Kapazitäten. Nur bei der Größenordnung des Reservekraftwerksparks gibt es etwas unterschiedliche Einschätzungen und bei der Frage, ob mehr Biomasse eingesetzt werden könnte.
Sie sollen in der Regel zuerst mit Erdgas laufen und dann auf klimaneutralen Wasserstoff als Brennstoff umstellen. „Kraftwerksstrategie“ nennt sich das Ganze – und wird ohne staatliche Förderung nicht auskommen. Daran, dass Investoren ohne Unterstützung die Anlagen bauen, die sich allein über den Verkauf des Stroms rechnen, glaubt in der Politik und in der Energiebranche niemand mehr.
Das Riesen-Projekt ging im Ministerium lange Zeit unter
Im Frühling gab sich der grüne Minister noch optimistisch und versprach dabei zu viel. Er hoffe, „in diesem Halbjahr“ Ausschreibungsbedingungen festlegen zu können, also wie genau die staatliche Förderung abläuft. Und den Energiekonzernen versprach er: „Umso besser, wenn sie jetzt schon loslaufen und die Investitionsentscheidungen vorbereiten.“
Doch das Riesen-Projekt ging im Ministerium lange Zeit unter. Habecks Haus taumelte von der Gaskrise direkt in die Affäre um die Einstellung eines Trauzeugen von Staatssekretär Patrick Graichen, der schließlich zurücktreten musste. Im Frühjahr und Sommer kam dann noch die Koalitionskrise rund um Habecks Heizungsgesetz hinzu.
Als man sich endlich in ernsthafte Gespräche mit der Europäischen Kommision begab, stellte sich heraus: Es gibt enorme europarechtliche Probleme. Kern des Problems: Sogenannte Beihilfen, also Subventionen für Kraftwerke, sind nur unter strengen Bedingungen erlaubt. Eigentlich hätte Deutschland, um einen sicheren Weg zu gehen, schon längst einen sogenannten Kapazitätsmarkt planen und in Brüssel anmelden müssen. Damit können Kraftwerke auch dann Geld erhalten, wenn sie keinen Strom produzieren, sondern nur bereitstehen, das System abzusichern.
Doch diesen Weg wollten Habeck und auch die Vorgängerregierungen nicht gehen. Stattdessen ist nun geplant, mehr oder weniger freihändig Subventionen zu vergeben – unter dem Verweis darauf, dass in den Kraftwerken langfristig Wasserstoff verwendet wird. Dazu hieß es im Sommer in Brüsseler Kreisen: „Die Deutschen wollen einen Kapazitätsmarkt einführen, ohne es so zu nennen und ohne die bindenden Regeln für Kapazitätsmärkte einzuhalten.“ Erst einmal stoppte die Kommission die deutschen Pläne.
Der Druck auf Habeck wuchs und wuchs. Anfang August konnte er schließlich verkünden, dass mit der Europäischen Kommission immerhin „Leitplanken“ vereinbart worden seien. Die Einigung umfasst in der Hauptsache drei Arten der staatlichen Kraftwerksförderung. Zwei davon sind bereits im bestehenden Erneuerbare-Energien-Gesetz angelegt: 4,4 Gigawatt „Sprinter-Kraftwerke“, die von 2024 bis 2028 ausgeschrieben werden und von Anfang an mit Wasserstoff laufen sollen. Zweitens: „Hybridkraftwerke“, die Wasserstoff vor Ort mit Elektrolyseuren herstellen, speichern und wieder zu Strom machen.
Drittens und am wichtigsten: H2-ready-Kraftwerke, also Erdgasanlagen, die erst nach und nach auf Wasserstoffverbrennung umgestellt werden sollen. Dies solle bis „spätestens 2035“ der Fall sein, wurde die Einigung mit der Kommission zitiert.
Zehn Gigawatt (GW) sollen von 2024 bis 2026 ausgeschrieben werden, davon mindestens vier GW für die Umrüstung bestehender Anlagen. Im Anschluss an eine Evaluierung sollen weitere fünf GW folgen. Insgesamt sollen die Hybridanlagen also 15 GW stets verfügbare Leistung in den deutschen Strommarkt bringen.
Klingt alles sehr kompliziert – und ist es auch. Umso gespannter ist die Branche auf die Details der Pläne. Zu hören ist derzeit, dass die Veröffentlichung kurz bevorsteht und dann eine sechswöchige Konsultation folgt. Dann müssen die Ausschreibungen folgen, die längst schon ins kommende Jahr geschoben wurden. Völlig offen ist, wie teuer das für den Staat wird, wie hoch die Subventionen ausfallen müssen. Ein Problem für die Investoren ist, dass erst nach und nach große Turbinen auf den Markt kommen, die mit Erdgas, aber auch Wasserstoff betrieben werden können.
Die Warnungen mehren sich
Noch deutlich gravierender: Es ist unsicher, wann genug Wasserstoff überhaupt zur Verfügung steht. Insbesondere für die „Sprinter“-Kraftwerke ist das eine essenzielle Frage. Laut der jüngst überarbeiteten nationalen Wasserstoffstrategie sollen Elektrolyseure mit zehn Gigawatt Leistung 2030 in Deutschland arbeiten. Doch die Verzögerungen häufen sich. Projektentwickler warten seit Monaten darauf, dass die EU-Kommission Bundes- und Landesförderungen genehmigt. Ohne diese erhalten sie keine Förderung, die bis zur Hälfte der Kosten ausmacht. Und ohne Förderung wollen sie nicht investieren.
Zugleich verrinnt die Zeit: Nur für bis einschließlich 2026 fertiggestellte Elektrolyseanlagen haben die Unternehmen laut Energiewirtschaftsgesetz Anrecht auf eine Befreiung von Stromnetzentgelten für 20 Jahre – diese Entlastung ist wesentlicher Bestandteil ihrer Kosten- und vorläufigen Preiskalkulationen.
Die Warnungen, dass Deutschland den Hochlauf seiner Wasserstoffwirtschaft verstolpern könnte, mehren sich. Es seien noch „keine nennenswerten Kapazitäten“ für die Erzeugung aufgebaut worden, während die USA und Asien massiv investierten, beklagte der Energieverband BDEW im Sommer.
Das Beratungsunternehmen McKinsey wies jüngst darauf hin, dass eine ausreichende Versorgung der Industrie entlang der sogenannten Rheinschiene nicht absehbar sei, weder seitens einer heimischen Erzeugung noch seitens des Imports. In der Region mit ihren Stahlwerken, Chemiestandorten und Raffinerien würden bis 2030 mindestens eine Million Tonnen grünes H2 benötigt.
Können Importe es richten? Auch dort verdüstern sich die Aussichten derzeit eher. Die Internationale Energieagentur (IEA) legte vergangene Woche ihren Wasserstoff-Jahresbericht vor – mit ernüchterndem Inhalt, auch für Habeck und das Wirtschaftsministerium.
Trotz immensen Potenzials und einer Vielzahl angekündigter Wasserstoffprojekte tut sich weltweit zu wenig. Nur für vier Prozent des angekündigten Produktionsvolumens klimaschonenden Wasserstoffs gibt es finale Investitionsentscheidungen oder bereits Bautätigkeit. Erst ein Prozent des globalen Angebots von Wasserstoff wird nicht mit klassischen, emissionsstarken Verfahren hergestellt.
Das wird sich ändern. Grob geschätzt könnten global mehr als 2000 Terawattstunden Wasserstoff pro Jahr erzeugt werden. Von diesen müsste Deutschland etwa 80 Terawattstunden importieren, um seinen Bedarf von bis zu 130 Terrawattstunden im Jahr 2030 zu decken. Doch das gilt nur, wenn alles glattläuft: Alle anvisierten Projekte, die die IEA im gezählt hat, müssten kommen. Und eine Importinfrastruktur für grünen Wasserstoff und damit hergestellte Stoffe wie zum Beispiel Ammoniak müsste stehen.
Es ist also alles sehr kompliziert, viele verschiedene Dinge müssen gleichzeitig geschehen, damit alles nach Plan läuft. Geht es auch nur zum Teil schief, steht der Zeitplan für die Dekarbonisierung auf der Kippe. Kohlekraftwerke müssten vermutlich länger laufen. Der von der Ampelkoalition angestrebte schnellere Braunkohleausstieg bis 2030 statt 2038 stünde auf der Kippe.
Für Habecks Ministerium heißt das: An Entspannung ist nicht einmal zu denken. Ohne einen runden Plan und erste Erfolge bei der Absicherung des Strommarkts der Zukunft würde Habeck auch mit einer schweren Hypothek in den Wahlkampf 2025 starten.
Wo sind die Papiere hin, Herr Habeck? AKW-Akten unvollständig
„Erst verschleppt Robert Habecks Wirtschaftsministerium unseren Antrag auf Akteneinsicht zur AKW-Laufzeitverlängerung und lässt es auf eine Klage ankommen. Jetzt kam bei der Gerichtsverhandlung heraus, dass in den Akten wohl wichtige Unterlagen fehlen“, schreibt Cicero-Autor Daniel Gräber.
Was hält Habeck da zurück? Was auch immer – er muss es jetzt herauszugeben, wie Richter James Bews in der am vergangenen Montag stattgefunden mündlichen Verhandlung am Verwaltungsgericht Berlin von den Vertretern des Wirtschaftsministeriums forderte.
Nun also doch ein Stromproblem?
Hintergrund: Das Magazin „Cicero“ beantragte beim Habeck-Ministerium Akteneinsicht in interne Unterlagen. Der Antrag stützt sich auf das Umweltinformationsgesetz, ein auf europäischem Recht basierendes Transparenzgesetz, das jedem Bürger Zugang zu umweltrelevanten Informationen garantiert und die Einsicht in Behördenakten ermöglicht. Beantragt hatte Cicero die Einsichtnahme bereits im Sommer 2022.
Warum forderte Cicero Akteneinsicht? Während Robert Habeck damals betonte, dass es kein Stromproblem, sondern ein Gasproblem gebe, hat sich das Blatt heute gewendet. Nun gibt es tatsächlich ein Stromproblem. Die Politik bemüht sich, mit Milliardensubventionen stromintensive Industrie vor der Abwanderung abzuhalten. Cicero wollte wissen, ob Habeck nicht rechtzeitig von seinen Experten davor gewarnt wurde oder die Warnungen nicht bis zum ihm vorgedrungen seien? Gab es kritische Stimmen zum AKW-Ausstieg?
Umweltministerium auskunftsfreudiger als das Wirtschaftsministerium
Davon soll in den wenigen Akten, die das Ministerium von Habeck an die Journalisten herausgegeben hat, keine Spur gewesen sein. Stattdessen soll aus einer E-Mail des Umweltministerium hervorgegangen sein, die dem Magazin vorliegt, dass es sehr wohl Warnungen gegeben habe.
So heißt es in der E-Mail, die eine Einschätzung aus der Fachebene des Wirtschaftsministeriums sein soll, dass neben der Gaseinsparung zwei weitere Vorteile gegeben seien: „… die Strompreise sinken und der Netzbetrieb wird sicherer“. Es stellt sich die Frage: Warum hat das Habeck-Ministerium selbst dieses Zitat nicht an die Cicero-Journalisten herausgegeben?
Deutschland importiert nur Atomstrom aus Frankreich? Hier kommt er wirklich her
Diesen Sommer musste Deutschland deutlich mehr Strom importieren als in den Jahren davor. In den Monaten Mai bis August lag die Importleistung 17,8 Terawattstunden über der Exportleistung. Im vergangenen Jahr gab es noch einen Überschuss an Exportstrom von 0,6 Terawattstunden. Dieses Jahr hatte Deutschland mit Abstand im Sommer so viel Strom importiert wie noch nie. Experten erwarten, dass sich das Verhältnis im Winter umdreht. Dennoch kann man davon ausgehen, dass die Bundesrepublik dieses Jahr durchschnittlich mehr Strom importiert, als exportiert. Das führt zu politischen Diskussionen. Insbesondere Politiker aus den Reihen der Union und der AfD betrachten den Import als eine Bedrohung für die Sicherheit der deutschen Energieversorgung. Sie betrachten dies als eine finanzielle Herausforderung und als eine unmittelbare Konsequenz des deutschen Ausstiegs aus der Atomenergie im April dieses Jahres. Allerdings offenbaren die Daten der Bundesnetzagentur und von Fraunhofer ISE, die von Table.Media analysiert wurden, teilweise andere Fakten.
Hauptstromlieferant ist Dänemark
Entgegen gängigen Annahmen werden in Deutschland im Sommer hauptsächlich Stromimporte aus Dänemark, Schweden und Norwegen getätigt, wobei Wind- und Wasserkraft die Hauptstromquellen sind. Importe aus Frankreich - mit dominierender Atomkraft - sind deutlich geringer und Importe aus Polen spielen praktisch keine Rolle. Es ist falsch anzunehmen, dass Deutschland auf Importe angewiesen ist, um die Stromversorgung sicherzustellen. Die inländischen Kohle-, Gas- und Biogas-Kraftwerke haben eine Kapazität von über 88 Gigawatt, während der maximale Strombedarf in der Regel bei 70 Gigawatt liegt. Selbst an Tagen ohne Wind und Sonne steht also theoretisch mehr Strom zur Verfügung, als benötigt wird.
Import günstiger als Produktion im Inland
Allerdings ist der importierte Strom preislich günstiger als die Gewinnung in Deutschland. Die genauen Kosten lassen sich schwer exakt berechnen, da Verträge unterschiedliche Bedingungen aufweisen. Die genauen Preise kommuniziert der Staat nicht öffentlich. Die Bundesnetzagentur hat jedoch eine Annäherung der Importkosten ermittelt, indem sie die stündlich gehandelten Strommengen mit den stündlichen Preisen für Stromlieferungen am Folgetag - dem sogenannten Day-Ahead-Preis - multiplizierte.
Die durchschnittlichen Kosten pro Kilowattstunde importierten Stroms betrugen etwa 10 Cent. Das ist weniger als die Produktionskosten in deutschen Kohlekraftwerken. Steinkohlekraftwerke hatten im Juli Produktionskosten von über 14 Cent pro Kilowattstunde, während Braunkohlekraftwerke über 12 Cent pro Kilowattstunde veranschlagten.
Die Auswirkungen eines Weiterbetriebs der Atomkraftwerke auf die Preise sind komplexer. Das liegt daran, dass sich Atomstrom günstiger erzeugen lässt und daher nur begrenzt auf die realen Preise Einfluss nimmt. Schätzungen einer Studie des Analyse-Instituts Enervis kamen für den Preis-Effekt der Laufzeitverlängerung im Frühjahr auf 0,2 Cent pro Kilowattstunde. Andere Berechnungen hingegen gingen von einem stärkeren Einfluss aus.