Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich. Quelle: Statista Ausgehend vom Basisjahr 2020 (Index = 100) beschreibt der Verbraucherpreisindex die relative Entwicklung der Verbraucherpreise für Fernwärme in Deutschland nach Angaben des Statistischen Bundesamts. Der Verbraucherpreisindex für Fernwärme lag im April 2024 bei 177,7 Punkten, demnach lagen die Verbraucherpreise für Fernwärme in diesem Monat rund 77,7 Prozent höher als zum Jahr 2020. Der Einbruch des Index im Dezember 2022 ist auf die Kostenübernahme des Bundes auf den Dezember-Abschlag für Gas und Wärme zurückzuführen.

Der Anteil der erneuerbaren Energien am Strommix erhöht sich ständig. Das Statistische Bundesamt meldet neue offizielle Zahlen.  Im ersten Quartal 2024 erhöhte sich die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien in Deutschland auf einen Anteil von 58,4 Prozent. Dies ist der höchste Anteil an Strom aus erneuerbaren Energien für ein erstes Quartal seit Beginn der Erhebung im Jahr 2018, wie das Statistische Bundesamt (Destatis) mitteilte. Im Vorjahresquartal hatte der Anteil 48,5 Prozent betragen. Im ersten Quartal dieses Jahres wurden 121,5 Milliarden kWh Strom produziert und in das Stromnetz eingespeist. Das waren 7,5 Prozent weniger Strom als im Vorjahresquartal. Trotz des allgemeinen Rückgangs der Stromerzeugung stieg die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien um 11,6 Prozent. Demgegenüber ging die Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern um 25,4 Prozent auf einen Anteil von 41,6 Prozent an der inländischen Stromproduktion zurück. Den größten absoluten Anstieg bei der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien verzeichnete die Windkraft mit einem Plus von 5,0 Milliarden kWh (plus 12 Prozent). Im ersten Quartal 2024 stammten 46,8 Milliarden kWh und damit 38,5 Prozent des gesamten inländisch produzierten Stroms aus Windkraft. Damit war die Windkraft wie bereits im ersten Quartal 2023 (31,8 Prozent) die wichtigste Energiequelle. Am zweitgrößten war der absolute Anstieg mit 1,4 Milliarden Kilowattstunden bei der Stromerzeugung aus Photovoltaik (plus 21 Prozent). Insgesamt wurden 8,1 Milliarden kWh Strom aus Photovoltaik erzeugt, das waren 6,6 Prozent der Stromproduktion. Der starke Rückgang der Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern lässt sich vor allem auf die deutliche Abnahme der Stromproduktion aus Kohle zurückführen. Im Vergleich zum ersten Quartal 2023 sank die Stromeinspeisung aus Kohle im ersten Quartal 2024 um 11,0 Milliarden kWh oder 28,2 Prozent. Mit einem Anteil von 23 Prozent an der gesamten Stromproduktion war Kohle im ersten Quartal 2024 aber weiterhin der zweitwichtigste Energieträger. Da am 15. April 2023 die letzten drei Kernkraftwerke abgeschaltet worden waren, gab es im ersten Quartal 2024 keine Stromeinspeisung aus inländisch erzeugter Kernenergie mehr. Im ersten Quartal 2023 waren noch 5,8 Milliarden kWh oder 4,4 Prozent des Stroms aus Kernenergie erzeugt worden.

Die Bundesnetzagentur hat eine Festlegung zum finanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen erlassen. Die Beschlusskammer 8 der Bonner Behörde in Bonn hat sich mit Kosten und Erlösen aus dem finanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen beschäftigt. Weiterhin wurde eine Entscheidung über die Kosten und Erlöse aus den Maßnahmen zur Bewirtschaftung von Engpässen in den deutschen Regelzonen und auf den grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen getroffen. Hintergrund für die Regelung ist unter anderem im Paragraf 13a Absatz 2 Satz 1 im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Dieser besagt, dass vorgenommene Anpassung zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der Anlage zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie angemessen finanziell auszugleichen ist. Gegenüber den regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreibern sei nun eine wirksame Verfahrensregulierung der Kosten und Erlöse erlassen worden, heißt es vonseiten der Behörde. Die Beschlusskammer 8 hat eine entsprechende öffentliche Bekanntmachung am 5. Juni ins Netz gestellt. Der Beschluss lässt sich dort nachlesen und herunterladen   . Wie die Behörde weiter mitteilt, ist die Höhe des finanziellen Ausgleichs von Redispatch-Maßnahmen Gegenstand einer gesonderten Entscheidung. Sie ist ebenfalls auf der Internetseite der Netzagentur beziehungsweise bei der Beschlusskammer 8 zu finden   .

Mit allen Mitteln versuchte das Ostseebad Binz auf Rügen das Flüssigerdgas-Terminal im benachbarten Mukran zu verhindern. Auch ein letzter Versuch vor Gericht brachte keinen Erfolg. Der Aufnahme des Regelbetriebs am Flüssigerdgas-Terminal in Mukran auf Rügen steht rechtlich nichts mehr im Wege. Das Bundesverwaltungsgericht lehnte am 7. Juni Eilanträge gegen die Genehmigung von Errichtung und Betrieb des Terminals ab. Die Anträge seien unzulässig, die von den Antragstellern geltend gemachten Sicherheitsrisiken nicht erkennbar, hieß es in einer Mitteilung des Gerichts. Geklagt hatten die Gemeinde Binz, das Deutsche Jugendherbergswerk als Betreiber der Jugendherberge Prora und zwei private Grundstückseigentümer aus Sassnitz. Von der Gemeinde Binz verlautete, dass man zunächst die ausführliche Urteilsbegründung abwarten wolle. Die Deutsche Regas hatte im März mit dem Probebetrieb im Hafen von Mukran begonnen, auf Bitten des Gerichts aber mit dem Antrag auf Regelbetrieb gewartet, bis über die Eilanträge entschieden ist. Nach Betreiberangaben kamen bislang vier Lieferungen in Mukran an, wo ein „Energos-Power“ das verflüssigte Erdgas aufnimmt, wieder in Gas umwandelt und über eine etwa 50 Kilometer lange Pipeline durch die Ostsee zum Leitungsknotenpunkt in Lubmin bei Greifswald leitet. Künftig soll in Mukran ein zweites sogenanntes Regasifizierungsschiff stationiert werden. Es handelt sich um die „Neptune“, die bisher in Lubmin im Einsatz war. Die angestrebte Gesamtkapazität bezifferte Regas mit 13,5 Milliarden Kubikmeter Gas pro Jahr, was in etwa 15 Prozent des aktuellen deutschen Jahresverbrauchs entspreche. Die Investitionskosten beliefen sich den Angaben zufolge auf rund 200 Millionen Euro.

Die Debatte um CO₂-Speicherung, auch bekannt als Carbon Capture and Storage (CCS), gewinnt an Fahrt. Während einige die Technologie als notwendigen Schritt im Kampf gegen den Klimawandel betrachten, warnen andere vor potenziellen Risiken für Klima und Gesundheit. Die Speicherung von CO₂ unter der Erde wird als eine Möglichkeit gesehen, das Treibhausgas aus der Atmosphäre zu entfernen und so die Erderwärmung zu bekämpfen. Die Technologie steht jedoch in Deutschland und weltweit unter kritischer Beobachtung. Vorteile und Hoffnungen In Dänemark wurde kürzlich ein Pilotprojekt genehmigt, bei dem bis zu 15.000 Tonnen CO₂ in einem ehemaligen Ölfeld in der Nordsee gespeichert werden sollen. Dieser Schritt markiert einen wichtigen Meilenstein und zeigt das Potenzial der Technologie auf, Teil einer breiteren Klimaschutzstrategie zu sein. Das Projekt unterstreicht die Machbarkeit und Notwendigkeit von CCS im Kontext der globalen Bemühungen zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen. Kritik und Herausforderungen Trotz des Potenzials von CCS zur Minderung der Klimakrise gibt es Bedenken hinsichtlich der langfristigen Sicherheit und der Umweltauswirkungen der unterirdischen CO₂-Speicherung. Kritiker befürchten, dass die Technologie die Emissionen nicht nachhaltig reduziert und stattdessen zu einem verzögerten Umstieg auf erneuerbare Energien führen könnte. Die Sorgen umfassen auch potenzielle Risiken für das Grundwasser und die Stabilität der Speicherstätten. Wirtschaftliche Aspekte und Klimazertifikate Ein weiterer Diskussionspunkt ist die Rolle von Klimazertifikaten im Zusammenhang mit CO₂-Speicherprojekten. Klimazertifikate, die zur Kompensation von Emissionen dienen, könnten eine finanzielle Unterstützung für Landwirte bieten, die durch Humusaufbau CO₂ binden. Diese Praxis wird jedoch kritisch betrachtet, da bisher eine wissenschaftliche Basis für die Bewertung der langfristigen Klimawirksamkeit fehlt. Trotzdem erkennen Studien das Potenzial von Humusaufbau und anderen landwirtschaftlichen Praktiken zur CO₂-Bindung an, wobei die Notwendigkeit einer dauerhaften und nachhaltigen Speicherung von Kohlenstoff im Boden betont wird. Die CO₂-Speicherung bleibt ein kontrovers diskutiertes Thema. Während sie das Potenzial hat, einen Beitrag zum Klimaschutz zu leisten, müssen die Risiken und Herausforderungen sorgfältig abgewogen werden. Zukünftige Forschungen und Pilotprojekte werden entscheidend sein, um die Sicherheit, Wirksamkeit und Nachhaltigkeit dieser Technologie zu bewerten und ihren Platz in der globalen Strategie zur Bekämpfung des Klimawandels zu bestimmen​​​​​​.

Das Rathaus von Hamminkeln will Stadtwerke gründen und die Mehrheit an den Verteilnetzen übernehmen: Im regulierten Netzbereich bekomme man mehr für sein Kapital als am Markt, hieß es. Der Streit der Netzbetreiber mit dem Regulierer darüber, welche Zinsen sie aufs investierte Kapital aufschlagen dürfen, wenn sie die Netzentgelte berechnen, ist alt. Sie klagen, die Bundesnetzagentur lege die Zinssätze so niedrig fest, dass es attraktiver sei, sein Geld woanders zu investieren. Jetzt gibt es aber einen Beleg dafür, dass die zugestandenen Eigenkapital-Zinssätze so weit über dem Marktniveau liegen, dass eine Stadt genau aus diesem Grund ihren Einstieg in das bisher private Strom- und Gasverteilnetz für lukrativ hält. Die niederrheinische 27.000-Einwohner-Stadt Hamminkeln (NRW) konkretisiert derzeit Überlegungen, eigene Stadtwerke zu gründen und sich maßgeblich am Verteilnetz im Stadtgebiet zu beteiligen. Der Anlass dazu rückt derweil näher: Die extern vergebenen Netzkonzessionen enden. Das Stromnetz gehört noch bis 2028 der Eon-Konzerngesellschaft Westnetz, das Gasnetz bis 2034 der kommunalen Gelsenwasser Energienetze aus Gelsenkirchen. Kämmerer Robert Graaf will nicht nur den kommunalen Daumen auf die Netze bekommen, sondern den großen Wurf: die Gründung von Stadtwerken. Dabei heißt es in einer Vorlage an den Bauausschuss, der am 1. Februar die ersten Schritte dem Plenum empfehlen soll, welcher wiederum zwei Wochen später entscheidet: Der „Vorteil“ etwa einer mehrheitlichen Übernahme des Gasnetzes liege „darin, dass die kalkulatorische Eigenkapital-Verzinsung gesetzlich reguliert und festgeschrieben ist. Aktuell betragen die Zinssätze 5,07 Prozent vor Körperschaftsteuer für Neuanlagen und 3,51 Prozent vor Körperschaftsteuer für Altanlagen“. (Gemeint ist die Gewerbesteuer, Anmerkung der Redaktion). „Sogar“ bei „Kreditnotwendigkeiten vorteilhaft“ Diese Zinssätze liegen nach Meinung Graafs sowohl „oberhalb der am Kapitalmarkt zu erwirtschaftenden Eigenkapital-Verzinsung“ als auch oberhalb der Fremdkapital-Zinssätze. Daher sei der Erwerb von mindestens 51 Prozent des Gasnetzes in einer neu zu gründenden KG, die es dann an den Altkonzessionär Gelsenwasser Energienetze verpachtet, „sogar“ dann „vorteilhaft, wenn Kreditnotwendigkeiten für das Anlagevermögen bestehen“. Auf gut Deutsch: Mit dem regulierten Eigenkapital-Zinssatz, der bei 40 Prozent der Netzinvestitionen und der Instandhaltung des Bestandsnetzes anerkannt wird, lassen sich die Netzentgelte künstlich hochhalten, der designierte Netzbetreiber zahlt sogar bei 100 Prozent Kreditaufnahme weniger Zinsen, als er kalkulieren darf, und die Differenz treibt mit dem Entgeltumsatz auch den Gewinn hoch. Personalaufwand falle praktisch nicht an, da die bisherigen Konzessionäre die Netze weiter betreiben sollen. Aber warum noch ein Gasnetz? Wegen Wasserstoffs Warum sich die Stadt Hamminkeln überhaupt noch für das 120 Kilometer lange Gasnetz mit 4.600 Zählpunkten interessiert, wenn Deutschland 2045 klimaneutral sein soll, beantwortet die Vorlage unter Berufung auf Gelsenwasser so: Die Lage des Netzes in der Nähe des „Wasserstoff-Startnetzes 2030“ sei „stark privilegiert“, fast alle Gasleitungen in Hamminkeln seien sowohl wasserstoff- als auch biogastauglich, und schon 2028 werde die erste Ferngasleitung in der Nähe auf Wasserstoff umgestellt. Gelsenwasser Energienetze steht laut einer Präsentation „im engen Austausch“ mit seinen vorgelagerten Netzbetreibern, um dann vorrangig den Industrie- und Gewerbebedarf bedienen zu können. Gelsenwasser hat der Stadt angeboten, einen kommunalen Wärmeplan aufzustellen, und erwartet die Antwort in diesem Monat. Er hat in den vergangenen zehn Jahren 20 Strom- und Gasnetze übernommen und betreibt in NRW und Niedersachsen 50 Netze. Der große kommunalwirtschaftliche Wurf in Hamminkeln, der noch in diesem Jahr umgesetzt werden soll, wird nach den Vorstellungen im Rathaus folgendermaßen aussehen: Die Stadt gründet eine „Hamminkeln Holding GmbH“ und als 51-Prozent-Tochter davon die „Stadtwerke Hamminkeln GmbH“. Strategischer Partner des Stadtwerks mit 49 Prozent wird Gelsenwasser, die bei der Betriebsführung des Abwasser-Eigenbetriebs maßgeblich hilft. Gelsenwasser veräußert sein Gasnetz an eine 100-prozentige Stadtwerke-Tochter, pachtet es und macht den Netzbetrieb. An einer neuen lokalen Stromnetz-KG behält die Westnetz-Mutter Westenergie 49 Prozent, sonst läuft alles wie beim Gas. In Kooperation mit einer ungenannten Vertriebsgesellschaft, mit der es „vielversprechende Gespräche“ gab, wird auf Holdingebene ein Stromvertrieb aufgebaut. Geschäftsmodell: den Strom aus ausgeförderten PV- und Biogasanlagen in der Region, an denen die Stadt teilweise schon beteiligt ist, oberhalb des Börsenpreises einzukaufen und den Stadtbürgern unterhalb des Marktpreises anzubieten.

Diederik Samsom gilt in Brüssel als Architekt des europäischen Klimapaktes (Green Deal). Jetzt verlässt der Niederländer die EU-Kommission. Samsom begann seine politische Karriere in den 90er Jahren als Greenpeace-Aktivist. 2003 wurde er ins niederländische Unterhaus gewählt und stieg zum Chef der Sozialdemokraten (Parteij van de Arbeid) auf. Den Parteivorsitz legte er 2017 nieder. Sein Parteifreund, Frans Timmermans, wurde 2019 Klimakommissar und Vize-Präsident in der Kommission von Ursula von der Leyen. Er holte Samsom als Chef seines Leitungsstabes nach Brüssel. Dort galt er als Timmermans engster Mitarbeiter und als die treibende Kraft einer anspruchsvollen Klimapolitik. Mit dem Klimagesetz wurde das Klimaziel der EU auf 55 Prozent angehoben. Danach brachten Timmermans und Samsom alle Bereiche der europäischen Wirtschaft auf Linie. Timmermans konnte sich darauf verlassen, das Samsom die Strategien dafür entwickelte und hinter den Kulissen auch dafür sorgte, dass sie umgesetzt wurden. Timmermans ging Mitte letzten Jahres nach Den Haag zurück. Die Regierung der Niederlande schlug den Christdemokraten Wopke Hoekstra als seinen Nachfolger vor. Der war in der Vergangenheit nicht durch ein besonderes Engagement für den Klimaschutz aufgefallen. Im Europäischen Parlament, wo die Umweltverbände über einen erheblichen Einfluss verfügen, kam der Niederländer nicht gut an. Am Ende sprachen sich die Abgeordneten dennoch für Hoekstra aus, weil die Aussicht bestand, dass Samsom weiter im Hintergrund die Fäden ziehen würde. Hoekstra bestätigte ihn als Chef seines Kabinetts. Aber die Zusammenarbeit zwischen dem Sozialdemokraten und dem Christdemokraten dauerte nur ein viertel Jahr. Jetzt hat Samsom seinen Job bei der Kommission gekündigt. Nicht weil die Kommission in ihrem klimapolitischen Eifer nachgelassen habe, hat der Niederländer dem Online-Portal Politico versichert. Gleichzeitig macht er kein Geheimnis daraus, dass er nicht alles toll findet, was sein neuer Chef macht: „Ich habe ihm drei Dinge versprochen: ihm bei der Bestätigung durch das Parlament zu helfen, ihn bei der Vorbereitung der sehr komplexen Klimakonferenz zu unterstützen und dass ich bis zur letzten, wichtigen Entscheidung bleiben würde: dem Vorschlag für das Klimaziel für 2040.“ Die Kommission wird diesen Vorschlag voraussichtlich am 7. Februar vorlegen. Samsom will der Kommission „für einige Monate“ weiter als Berater zur Verfügung stehen. Was er danach macht, hat er noch nicht verraten.

Energieversorger verkennen das Potenzial von Erdwärme, lautet eine Erkenntnis aus einer Befragung von 70 Topmanagern. Auch Speicher und steuerbare Lasten seien lohnende Geschäftsfelder. Die Energiewende verlangt technologische Entwicklungen und unternehmerischen Weitblick. Eine Studie hat nun herausgefunden, dass die meisten Entscheider in Energieversorgungsunternehmen (EVU) das Hauptgeschäft in Freiflächen-Solaranlagen und Windkraftwerken an Land sehen, gefolgt von Offshore-Wind und Wasserkraft. Geothermie und Biomasse hingegen seien die Stiefkinder. Dabei habe der Großteil der etwa 50 existierenden Erdwärme-Großanlagen das Zeug, sich zum Erfolgsmodell zu entwickeln, so Matthias Deeg. Er ist Energiewirtschaftsexperte beim internationalen Beratungsunternehmen Horvath, das nun die Firmenbefragung „Strategieentwicklung von Energieversorgern“ ausgewertet und vorgelegt hat. Die Branche müsse im Bereich Geothermie „aufwachen“ und nicht vor dem Einsatz des derzeit nötigen Risikokapitals zurückschrecken, so Matthias Deeg. Ein ehrgeiziges Ziel verfolgen laut Studie immerhin mehr als die Hälfte der befragten EVUs: Sie wollen bis 2030 den von ihnen vertriebenen Strom zu 75 Prozent aus eigener, grüner Produktion sicherstellen. Aus dieser enormen Transformation ergeben sich laut Horvath Herausforderungen, Geschäftsmodelle für Flexibilität zu entwickeln – etwa im Bereich Batteriespeicher, Lastenmanagement und intelligenter Netze. Branche tappt bei Flexibilitätsprojekten noch im Dunkeln Hier sehen rund drei Viertel der Befragten zwar ein Wachstumsfeld, gleichzeitig herrsche bei der konkreten Ausgestaltung von Geschäftsmodellen für Flexibilität weiter Unklarheit – hier tappe die Branche noch im Dunkeln. Die Mehrheit der EVU erwarte zudem noch keine hohen Renditen. Horvath-Experte Matthias Deeg widerspricht mit Blick auf Lastenmanagement und intelligente Netze: „Dort sind künftig die Profite zu holen – je früher die Marktteilnehmer hier ihre Kompetenzen ausbauen, desto besser.“ Die Frage von Strom-Beschaffung und Belieferung läuft laut Horvath-Studie eindeutig auf Langzeitverträge hinaus, das Power Purchase Agreement (PPA). Über 90 Prozent der EVUs wollen künftig stärker PPA nutzen, für den eigenen Bezug oder die Lieferung des Grünstroms an industrielle Abnehmer. Fast zwei von drei Unternehmen sprechen sich für eine Neugestaltung des Strommarktdesigns aus. Drei Viertel der Befragten sehen ferner den Ausbau ihrer Erneuerbaren-Kapazitäten nicht nur im lokalen, sondern auch im überregionalen Bereich. Für kleinere Versorger ergeben sich daraus einige Problemstellungen, etwa beim Werben um Fachkräfte oder auch um die nötigen Flächen für Wind- und Sonnenkraftwerke. Entsprechend setzen mehr als drei Viertel der Unternehmen auf den Aufbau von Kooperationen. Matthias Deeg betont, Energieversorger müssten sich strategisch und organisatorisch so aufstellen, dass sie den Erneuerbaren-Ausbau auch stemmen könnten. Dazu zählten neue Geschäftsmodelle wie Hybridprojekte, die Solar- und Windkraftanlagen mit Energiespeichern kombinierten. Es sei wichtig, das eigene Portfolio mit Speichern und steuerbaren Lasten zu optimieren. Wer bei dieser Flexibilitätsstrategie „Gas gibt, kann sich noch mit dem Aufbau von Erfahrungen und Referenzen am Markt positionieren“, so der Horvath-Experte. Die Branchenbefragung „Strategieentwicklung von Energieversorgern   “ von Horvath kann über das Internet angefordert werden.

Die staatlichen Energiepreisbremsen bleiben bis Ende März 2024 in Kraft. Für die Energieversorger komme die Entscheidung zu spät für eine fristgerechte Umsetzung, so die Verbände. Nach dem russischen Überfall auf die Ukraine wurden Strom-, Erdgas- und Fernwärmekunden in Deutschland in diesem Jahr durch staatliche Preisdeckel vor einer finanziellen Überforderung bewahrt. Am späten Abend des 16. November verlängerte der Bundestag diese Regelung bis zum 31. März 2024. Damit bleibt der Erdgaspreis auf 12 Cent/kWh und der Strompreis auf 40 Cent/kWh sowie der Fernwärmepreis auf 9,5 Cent/kWh begrenzt, allerdings nur für 80 Prozent des Verbrauchs des Haushalts von 2021/2022, um zum Sparen anzuregen. Die Energieversorger müssen sich per Antrag bei der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) Einnahmen wieder zurückholen, die ihnen so entgehen. Das komplizierte Modell war notwendig, weil der Staat keine Datenbank hat, aus der er Haushaltsgrößen und Einkommenssituation ersehen kann, um bedürftige Bürgerinnen und Bürger gezielt zu entlasten. Schon bei der überstürzten Einführung der Preisbremsen im Dezember 2022 benötigten die Energieversorger für die Berechnungen und Briefe an tausende Kunden drei Monate Zeit. So konnten sie erst ab März 2023 umgesetzt werden, rückwirkend ab Januar. Die Lage auf den Energiemärkten hat sich mittlerweile stabilisiert. Die Fortführung der Preisbremsen sei „eine Versicherung gegen unerwartete Risiken“, heißt es in der Verordnung von Wirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne). Nach den Berechnungen von Vergleichsportalen dürfte die Entlastung der Verbraucher nur noch gering ausfallen, im Bereich von einem Prozent. Ursprünglich hatte die Ampelkoalition die Preisbremsen bis 30. April 2024, dem Ende der Heizsaison, verlängern wollen. Doch die EU-Kommission hatte nur eine Verlängerung bis Ende März befürwortet. Energieversorger erneut überfordert Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) und der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) kritisierten scharf, dass ohne Not die Verlängerung der Preisbremsen erst anderthalb Monate vor dem Jahreswechsel beschlossen wurde. „Eine reibungslose und fristgerechte Umsetzung der Preisbremsenverlängerung durch die Energieversorger zum 1. Januar 2024 kann daher nicht garantiert werden“, heißt es in einer gemeinsamen Erklärung. Wegen absehbarer Verzögerungen bei den Abrechnungen bitte man die Strom- und Gaskunden schon jetzt um Verständnis. Verschärfend kommt die unklare Lage zur Mehrwertsteuersenkung auf Erdgas und Fernwärme hinzu. Vom 1. Oktober 2022 bis Ende März 2024 war der Satz auf 7 Prozent statt 19 Prozent gesenkt worden, um Haushalte und produzierendes Gewerbe zu entlasten. Im Oktober 2023 wollte die Bundesregierung die Mehrwertsteuer doch schon zum 31. Dezember 2023 wieder anheben. Aktuell soll die Senkung aber bis Ende Februar 2024 weiter gelten. Auch hier werde alles durch ungleiche Zeiträume unnötig kompliziert, kritisierten die Vertreter der Energieunternehmen. Klagedrohung der CDU/CSU Unterdessen kündigte Unionsfraktionschef Friedrich Merz an, nach dem Karlsruher Haushaltsurteil über die Verwendung der Corona-Mittel für den Klimafonds auch das Sondervermögen für die Energiepreisbremsen auf Verfassungsmäßigkeit überprüfen. Er rechne bis Ende November mit einem ersten Ergebnis eines von ihm in Auftrag gegebenen Rechtsgutachtens. Es könnte also sein, dass auch die Sondermittel für den Wirtschaftsstabilisierungsfonds (WSF) vom Bundesverfassungsgericht abgelehnt würden. Die Union würde bei positivem Rechtsgutachten auch gegen diesen Fonds nach Karlsruhe gehen, kündigte Merz an. Aus dem WSF werden aber die Energiepreisbremsen finanziert. Bis Ende Oktober 2023 wurden für die Preisbremsen bereits 31,2 Milliarden Euro ausgezahlt. Noch keine Freigabe durch die EU „Ärgerlich ist aber, dass mit der Einigung in der Koalition zur Preisbremsenverlängerung und dem zu erwartenden Beschluss noch längst nicht die notwendige Klarheit besteht“, kritisierten BDEW und VKU. Es fehle noch immer die europarechtliche Grundlage. „Entsprechend können die Energieversorger noch immer nicht mit der Umsetzung starten“, so die Verbände. Das alles führe zu hohen Belastungen der Kolleginnen und Kollegen in den Unternehmen und zu Verdruss bei Kundinnen und Kunden. Unterdessen haben etliche Energieversorger ihre Grundpreise erhöht und dafür die Arbeitspreise knapp unter das Preisbremsenniveau gebracht, um der Unklarheit und dem Mehraufwand zu entgehen. Die von der Regierung angekündigte eigene Datenbank, mit der künftig gezielt hilfsbedürftige Bürgerinnen und Bürger entlastet werden könnten, steht noch nicht bereit.