Rund 175 Millionen Euro für das Budget wollen Freiheitliche und Konservative mit der Abschaffung der Umsatzsteuerbefreiung für PV-Anlagen lukrieren. Die Branche hält das für unklug. Der Verband Photovoltaic Austria (PV Austria) übt heftige Kritik an dem Plan der voraussichtlichen künftigen österreichischen Bundesregierung aus den rechtsgerichteten Freiheitlichen (FPÖ) und den Konservativen (Österreichische Volkspartei, ÖVP), die Förderungen für die Errichtung kleiner PV-Anlagen zu kürzen. Insbesondere geht es um die nach derzeitigem Stand bis Jahresende 2025 geltende automatische Befreiung des Baus von Anlagen mit maximal 35 kW Leistung von der Umsatzsteuer, die sich auf 20 Prozent der Investitionssumme beläuft. Im Zuge eines umfangreichen Pakets zur Sanierung des Bundesbudgets soll diese Befreiung fallen, teilten die beiden Parteien am 16. Januar mit. Laut einer Aussendung der FPÖ würde dies für das Budget Einnahmen von rund 175 Millionen Euro bringen. In einem offenen Brief an die Parteichefs Herbert Kickl (FPÖ) und Christian Stocker (ÖVP) spricht PV Austria von einem „Anschlag auf die Verlässlichkeit und Planungssicherheit für unsere heimischen Betriebe und tausende Privathaushalte“. Die Wiedereinführung der seit Jahresbeginn 2024 ausgesetzten Steuer sei „kurzsichtig und wirtschaftlich äußerst unklug“. Sie bedeute „ein Zurück zu engen Terminen, langen Wartezeiten und viel Zettelwirtschaft“. Der Vorstandsvorsitzende von PV Austria, Herbert Paierl, und Geschäftsführerin Vera Immitzer appellieren daher an Kickl und Stocker, „das Vertrauen in die Politik wieder zu stärken und die geplante Wiedereinführung von Steuern auf kleine PV-Anlagen ernsthaft zu überdenken“. Unterstützung für den Plan der voraussichtlichen Koalitionäre kam von unerwarteter Seite. Die Chefin des Kontext-Instituts für Klimafragen, Katharina Rogenhofer, konstatierte in einer Aussendung, PV-Anlagen hätten sich auf dem Markt „bereits gut etabliert. Der Wegfall der Befreiung ist dementsprechend verkraftbar“.

Der Aufbau des deutschen Wasserstoff-Kernnetzes durch private Investoren soll bis 2055 durch Netzentgelte refinanziert werden – so will es eine Festlegung der Großen Beschlusskammer. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat am 6. Juni den regulatorischen Rahmen für den Aufbau eines Wasserstoff-Kernnetzes in Deutschland in der Festlegung „Wanda“ festgelegt: „Netzbetreiber und Investoren haben nun einen zuverlässigen Ordnungsrahmen, der ihnen die Finanzierung des Kernnetzes auf privatwirtschaftlicher Grundlage ermöglicht“, erklärte BnetzA-Präsident Klaus Müller in Bonn: „Zugleich können die Kunden sich darauf verlassen, dass es ein bundesweit einheitliches und bezahlbares Hochlaufentgelt geben wird. Der Ball für den Start der Wasserstoff-Wirtschaft liegt nun bei den Netzbetreibern.“ Die neue Festlegung „Wanda“    macht Vorgaben für die Berechnung eines „marktfähigen Entgeltes“ für den Wasserstoff-Hochlauf. Es wird von 2025 an an allen Ein- und Ausspeisepunkten des Wasserstoff-Kernnetzes (WKN) erhoben und soll bis 2055 „möglichst“ konstant bleiben. Nach einem erfolgreichen Hochlauf und dem Markteintritt von genügend Kunden sollen die Erlöse eine anfängliche Kostenunterdeckung ausgleichen. Die bis dahin entstehende Finanzierungslücke bei den Netzbetreibern wird durch eine staatlich gesicherte Förderung zwischenfinanziert. Die BNetzA überprüft die Höhe des Entgelts alle drei Jahre und passt es bei Bedarf an. Mit dem Wasserstoff-Kernnetz werde in Deutschland eine neue, klimafreundliche Infrastruktur geschaffen, heißt es zur Begründung in einer Mitteilung der Behörde. Sie sei von großer Bedeutung und mit hohen Kosten verbunden. Der Aufbau solle grundsätzlich privatwirtschaftlich erfolgen und vollständig über die Netzentgelte finanziert werden. In den ersten Jahren werde eine geringe Nachfrage nach Wasserstoff erwartet, langfristig gehe die BNetzA jedoch von einer großen Anzahl an Netzkunden aus. Das Netzentgelt werde zunächst nicht kostendeckend sein, um „zu verhindern, dass in den ersten Jahren des Netzaufbaus sehr hohe Entgelte den Wasserstoff-Hochlauf behindern“. Durch die zeitliche Verschiebung müssen spätere Netzkunden die Aufbaukosten mittragen. Der Fördermechanismus zur Zwischenfinanzierung müsse vom Gesetzgeber eingerichtet werden, so Klaus Müller. Die BNetzA habe die Aufgabe, die Regeln für die Festsetzung des Netzentgelts zu bestimmen. Das Amortisationssystem sei bei der vorausgegangenen Konsultation auf breite Zustimmung im Markt gestoßen. Der intertemporale Ansatz werde von potenziellen Netzbetreibern ebenso mitgetragen wie von den Händler- und Verbraucherverbänden. Premiere für Große Beschlusskammer Es handelt sich um die erste Festlegung der neuen Großen Beschlusskammer Energie, die auf Veranlassung der EU eingerichtet worden ist. Sie übernimmt Zuständigkeiten, die bisher von der Bundesregierung wahrgenommen wurden. Der Antrag der Netzbetreiber auf die Genehmigung des WKN wird Mitte des Jahres in Bonn erwartet. Alle künftigen Betreiber müssten ihre Kostendaten bis 30. Juni 2024 bei der BNetzA einreichen.   

Mit 344 Millionen Euro wurde ein Rekordergebnis vor Steuern erzielt, so viel wie noch nie und rund 20 Prozent mehr als im Vorjahr. Grund dafür war vor allem das gute Energiegeschäft. Der Konzernumsatz stieg im abgelaufenen Geschäftsjahr von 4.160 Millionen Euro im Vorjahr auf 4.469 Millionen Euro. Das operative Konzernergebnis vor Steuern lag bei 344 Millionen Euro nach 252 Millionen Euro im Jahr 2022. Die Umsatzsteigerung ist vor allem auf ein außergewöhnliches Jahr auf dem Energiemarkt zurückzuführen. „Unsere Stadtwerke Leipzig konnten bei der Energieerzeugung deutlich zulegen − auch dank des neuen Heizkraftwerks Leipzig Süd“, erklärte Burkhard Jung, Oberbürgermeister der Stadt Leipzig und Aufsichtsratsvorsitzender der Leipziger Gruppe, den Erfolg. Auch das Handelsgeschäft entwickelte sich positiv. Zwar gingen die Absatzmengen bei Strom, Erdgas und Fernwärme leicht zurück. Durch höhere Preise konnten aber auch hier Gewinne erzielt werden. Dies gilt insbesondere für den Strommarkt. Im Jahr 2022 schlossen die Stadtwerke aufgrund der drohenden Gas- und Stromknappheit aufgrund der eigenen Erzeugungskapazitäten sehr gut Termingeschäfte für 2023 ab. Diese konnten auch dank eines Gesellschafterdarlehens der Stadt Leipzig gehalten werden und tragen nun wesentlich zum Gewinn bei. Eigener Kraftwerkspark schafft Erlöse „Auch die Biomassekraftwerke haben ihr Ergebnis deutlich verbessert“, sagt Volkmar Müller, kaufmännischer Geschäftsführer der Leipziger Gruppe. 2023 sei auch ein Jahr der Sondereffekte am Ende der Energiekrise. Größere Energieunternehmen, die über die gesamte Wertschöpfungskette von der Erzeugung bis zum Handel verfügten, hätten die Marktsituation durch schnelle und richtige Entscheidungen für sich nutzen können. Doch das war nicht einfach. „Das Jahr 2023 war geprägt von unterbrochenen Lieferketten, steigenden Zinsen sowie Bau- und Energiepreisen. Gerade die Energie- und Mobilitätsbranche war durch viele überregionale Regulierungen gefordert, die lokal umgesetzt werden mussten“, erklärt Karsten Rogall, Sprecher der Geschäftsführung der Leipziger Gruppe. Gleichzeitig wurde die Beteiligung am Leipziger Gasimporteur VNG abgewertet. Die Risiken durch den Wegfall des russischen Erdgases, das das Hauptgeschäftsmodell der VNG war, hätten zu diesem Schritt geführt, so Müller. Dennoch wollen die Stadtwerke ein Motor der Strom- und Wärmewende in Leipzig bleiben. „Unser neues wasserstoffbetriebenes Heizkraftwerk Leipzig Süd ist am Netz und bringt uns wirtschaftliche Vorteile. Unser erstes selbst projektiertes Windrad in Königshain-Wiederau liefert grünen Strom, weitere Windräder sind im Bau. Wir erweitern unsere Photovoltaikflächen sowohl im ländlichen als auch im städtischen Raum. Der Bau der bundesweit beachteten Solarthermie Leipzig West hat begonnen. Und: Die kommunale Wärmeplanung der Stadt Leipzig wird von den Stadtwerken Leipzig aktiv unterstützt“, so Rogall. Wärmewende wie Elektrifizierung Oberbürgermeister Jung verglich diesen Prozess mit der Elektrifizierung vor 100 Jahren. Allein im Wärmebereich müsse die Stadt in den nächsten zehn Jahren sechs Milliarden Euro für den Umbau aufbringen: „Wir müssen öffentliches und privates Kapital zusammenbringen. Auf Bundesebene muss dringend geklärt werden, wie wir die Finanzierung sicherstellen können. Stille Beteiligungen des Bundes wären eine Möglichkeit. Sonst sind die Pariser Ziele nicht annähernd zu erreichen. Für die Endverbraucher bedeutet Untätigkeit mit Sicherheit höhere Kosten“. Noch in diesem Jahr will die Stadt ein Informationspapier zur Wärmeplanung vorlegen. In den Jahren 2025 und 2026 soll trotz finanzieller Unsicherheiten mit der Umsetzung begonnen werden. Ein Mittel dazu ist der Ausbau der Fernwärme. „Wir haben derzeit 5.000 Anfragen für Fernwärmeanschlüsse und kommen kaum hinterher“, sagt Rogall. An den vermeintlich hohen Fernwärmepreisen könne es nicht liegen. Hier sieht er die Stadtwerke Leipzig auf der Transparenzplattform des AGFW als eines der guten Fernwärmesysteme im unteren Drittel. Und: „Wir bauen ein Fernwärmenetz, das viele Kilometer in der Stadt abdeckt. Natürlich ist der Abstand zu Gas gering, aber Gas wird in den nächsten Jahren teurer, weil CO2 zusätzlich verteuert wird. Auch die Regelungen bei den Netzentgelten führen dazu, dass der Gaspreis immer höher wird“.

Die Debatte über den verzögerten Ausstieg aus fossilen Energien in Deutschland spiegelt die Komplexität und die Herausforderungen wider, die mit der Transformation hin zu einer klimaneutralen Wirtschaft einhergehen. Einerseits zeigt die Diskussion auf der UN-Klimakonferenz in Dubai die globale Dringlichkeit, von Kohle, Öl und Gas wegzukommen, um die Klimakrise zu bekämpfen. 20 Staaten, darunter Frankreich und Spanien, haben sich für den Einstieg in den Ausstieg aus allen fossilen Brennstoffen ausgesprochen, eine Forderung, die Deutschland allerdings nicht mitgetragen hat​​. Andererseits verdeutlicht die innerdeutsche Debatte um die Carbon Capture and Storage (CCS)-Technologie die Spannungen innerhalb der Bundesregierung und zwischen den Koalitionspartnern. Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) hat Pläne vorgestellt, die die unterirdische Speicherung von CO2-Emissionen ermöglichen sollen, um industrielle Sektoren wie die Zement- und Kalkherstellung sowie die Abfallverbrennung klimaneutral zu gestalten. Diese Pläne sind jedoch auf breite Kritik gestoßen, insbesondere von Seiten der SPD, die fordert, dass solche Verfahren bei fossilen Kraftwerken ausgeschlossen werden sollten​​. Die Diskussion um CCS reflektiert die breitere Debatte über die Rolle von Technologien zur Emissionsreduktion und deren Potential, den Ausstieg aus fossilen Brennstoffen zu verzögern oder gar zu ersetzen. Während einige die CCS-Technologie als notwendigen Teil der Lösung sehen, um die unvermeidlichen Emissionen einiger Industrien aufzufangen, warnen Kritiker vor der Gefahr, dass diese Technologien als Ausrede genutzt werden könnten, um den notwendigen Umstieg auf erneuerbare Energien hinauszuzögern. Die Situation spiegelt die komplexe Balance wider, die zwischen dem unmittelbaren Bedarf an Emissionsreduktionen, dem Einsatz von Übergangstechnologien und der langfristigen Notwendigkeit einer vollständigen Abkehr von fossilen Brennstoffen gefunden werden muss. Es wird deutlich, dass ein umfassender und koordinierter Ansatz erforderlich ist, der sowohl innovative Technologien als auch den Ausbau erneuerbarer Energien umfasst, um die Ziele des Pariser Abkommens zu erreichen und eine nachhaltige, klimaneutrale Zukunft zu sichern.

PV-Check per Mausklick Lohnt sich die PV-Anlage auf dem eigenen Dach oder die Wärmepumpe in Omas Häuschen? Immer mehr niederschwellige Informationsangebote richten sich an potentielle Energiesparer. Wer im oberbayerischen Landkreis Ebersberg oder im Umland Münchens wohnt, der kann jetzt vom Sofa aus prüfen, ob sich die Installation einer Solaranlage auf dem eigenen Dach lohnt. Damit wirbt die Energieagentur Ebersberg-München gGmbH in einer aktuellen Mitteilung. Mit einem neuen Online-Tool können Interessierte direkt auf das Solarpotentialkataster zugreifen, in dem für jedes einzelne Gebäude hinterlegt ist, ob und in welchem Umfang das Dach für die Solarenergieerzeugung geeignet ist. Gewonnen wurden die Daten aus Laserscans, die beim Überfliegen der Region gesammelt wurden. Das Berechnungsmodell schließt auch die Verschattung durch Bäume und Gebäude mit ein. Mit Eingabe einer Adresse erscheint im Online-Tool eine Aufsicht des Daches, auf der die Stärke der Sonneneinstrahlung von blau (schwach) bis rot (stark) dargestellt ist. In weiteren Schritten lässt sich dann durch verschiedene Eingaben − unter anderem der Art der gewünschten Module, der bevorzugte Platzierung und des aktuellen Strompreises − eine potentielle Solarthermie- oder Photovoltaikanlage konfigurieren und auf ihre Wirtschaftlichkeit prüfen. Auch ein Stromspeicher kann berücksichtigt werden. Detailliert zeigt das Tool dann mögliche Kosten, Amortisationszeit und Kapitalrendite an. In einem letzten Schritt ist es dann sogar möglich, sich einen geeigneten Installationsfachbetrieb in der Nachbarschaft anzeigen zu lassen. Wärmepumpe für den Altbau? Ebenfalls an potentielle Energiesparer richtet sich ein Aufruf von Zukunft Altbau, einem durch das baden-württembergische Umweltministerium geförderten Informationsprogramm. Mit einem einfachen Test, heißt es dort, könne man prüfen, ob der Einbau einer Wärmepumpe im eigenen Haus auch ohne Sanierung möglich ist. Für den sogenannten „EE-fit-Test“ müsse man lediglich an sehr kalten Tagen in einer Frostperiode die Vorlauftemperatur des Heizkessels auf 50 bis 55 Grad einstellen und dann die Thermostate an den Heizkörpern auf 20 Grad (Stufe drei) Celsius drehen. Bei Außentemperaturen um null Grad sollte die Vorlauftemperatur nach der Absenkung bei 45 Grad liegen. Werden alle Räume anschließend ausreichend warm, heißt es in der Mitteilung von Zukunft Altbau, sei das Haus fit für eine Wärmepumpe. Wenn nicht, seien Optimierungsmaßnahmen erforderlich oder es müsse energetisch saniert werden. Das Online-Tool für den Abruf des Solarpotentialkatasters für den Landkreis München    und den Landkreis Ebersberg    ist im Internet abrufbar.

Vor allem die geplanten Kürzungen im Bundeshaushalt 2024 am Klima- und Transformationsfonds (KTF) rufen Kritik bei Energiebranche und Klimaschützern hervor. In der Bereinigungssitzung des Bundestags-Haushaltsausschusses vom 18. Januar sind wichtige Änderungen beschlossen worden (siehe auch separate Meldung). „Wir entlasten die Bürgerinnen und Bürger und die Unternehmen weiterhin durch die Abschaffung der EEG-Umlage mit insgesamt 10 Milliarden Euro“, so die Ampelkoalition. Die EEG-Umlage war per Ende Juni 2022 abgeschafft und durch eine bedarfsorientierte Finanzierung aus dem Bundeshaushalt ersetzt worden. Vor allem der Klima- und Transformationsfonds (KTF) muss nun mit 13 Milliarden Euro weniger auskommen. Das sei am falschen Ende gespart, kritisieren Verbände. Die Förderung der energetischen Stadtsanierung sei unter den gestrichenen Programmen, kritisiert die Deutsche Energieeffizienzinitiative (Deneff). So fehle langfristige Planungssicherheit. Gebäudesanierung ausgebremst Deneff-Geschäftsführer Christian Noll bedauerte, dass die Bundesregierung auf die geplante Erhöhung der Fördersätze für Gebäudesanierungen verzichtet hat. Zeitgleich habe sie in Brüssel geplante Mindeststandards zur Sanierung der schlechtesten Wohngebäude vereitelt. „Die in diesen Gebäuden verschwendete Energie macht die knappe erneuerbare Energie für die Dekarbonisierung von Industrie und Verkehr unnötig teuer“, warnte Noll. Auch die Förderung für Quartiersansätze falle weg. VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing räumte aus Sicht der kommunalen Unternehmen ein: „Es war sicherlich nicht leicht für den Haushaltsausschuss, das Finanzloch im Bundeshaushalt zu schließen.“ Für die Wärmewende bedeute der gestrige Beschluss allerdings einen Rückschlag. So sei die Kürzung der Fördermittel für den Wärmenetzausbau um 200 Millionen Euro falsch, die 2026 greifen soll. „Wer klare Ausbauziele hat, sollte nicht genau das Gegenteil tun, zumal der Fördertopf für effiziente Wärmenetze (BEW) ohnehin schon zu klein war“, kritisierte Liebing. Die Mittelkürzungen führten zwangsläufig zu einem geringeren Tempo in der Wärmewende und dem Verfehlen der Klimaschutzziele im Gebäudesektor. Damit aber würde der Bundeshaushalt mit Ausgaben belastet, wenn er statt eigener Reduktion von Treibhausgas-Emissionen absehbar Ausgleichszahlungen an andere EU-Länder für deren CO2-Kontingente zahlen muss. „Die ehrgeizigen Zielvorgaben, die Anschlüsse an Wärmenetze verdreifachen zu wollen, erfordern aus unserer Sicht bis Mitte der 30er eine Förderung von 3 Milliarden Euro jährlich“, forderte der VKU-Chef. DUH beklagt Streichung der PV-Modulförderung Barbara Metz, Bundesgeschäftsführerin der Deutschen Umwelthilfe (DUH), erklärte dagegen: „Bauministerin Geywitz hat dafür gesorgt, dass es bis heute keinen Plan zur werterhaltenden Sanierung deutscher Wohngebäude gibt.“ Jetzt fehlten auch noch die finanziellen Anreize zur Sanierung. Zudem kritisiert die DUH, dass kein Geld mehr bereitsteht, um die Produktion von Solarmodulen in Deutschland zu fördern. Justus Menten, Co-Founder und Geschäftsführer des Gebäudeenergieberaters Enter, begrüßte die Einigung auf einen Haushalt, der Hausbesitzern nun endlich verlässliche Planung ermögliche. „Förderanträge im Bereich der energetischen Eigenheimsanierung und der Energieberatung können wieder gestellt und Fördergelder ausgezahlt werden“, so Menten. Ohne individuellen Sanierungsfahrplan sei eine maximale Summe von 30.000 Euro förderfähig, bei Vorliegen eines individuellen Sanierungsfahrplans beträgt der Förderdeckel das Doppelte. Privates Kapital für neue Energieträger aktivieren Der Wirtschaftsverband Fuels und Energie (EN2X) kritisierte die Streichung von Fördergeldern für die Etablierung erneuerbarer flüssiger und gasförmiger Energieträger und chemischer Einsatzstoffe. Hauptgeschäftsführer Christian Küchen forderte Mittel, um die Projekte für den industriellen Hochlauf weiter voranzubringen. Statt Gelder zu streichen, müsse die Politik die Produktion von grünem Wasserstoff und erneuerbaren Kohlenwasserstoffen stärker vorantreiben, so Küchen. Wichtig sei auch die Entwicklung von Finanzierungsinstrumenten, die die erforderlichen langfristigen Investitionen für den Markthochlauf grüner Moleküle absichern. Die AfD-Fraktion im Bundestag hält den Haushaltsentwurf für verfassungswidrig. Die Nettokreditaufnahme liege nicht, wie behauptet, bei 39, sondern bei 77 Milliarden Euro und verstoße somit doch gegen die Schuldenbremse, meinte der haushaltspolitische Sprecher der AfD-Bundestagsfraktion, Peter Boehringer.

Die Fördergelder aus dem Klima- und Transformationsfond (KTF) des Bundes stehen nach einer Ausgabensperre ab sofort wieder zur Verfügung.  Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) habe die Antrags- und Bewilligungspause aufgehoben, teilte die Behörde in Berlin mit. Es hatte am 1. Dezember eine Sperre für alle Förderprogramme verhängt, die aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) finanziert werden. Grund dafür war das Urteil des Bundesverfassungsgerichtes (BVG), nach dem der Bund 60 Milliarden Euro, die die Regierung bereits verplant hatte, nicht ausgeben durfte. Ein großer Teil dieser Mittel sollte im Rahmen des KTF für Förderprogramme des Bundes zur Verfügung stehen. Nach der Bereinigungssitzung des Bundestags-Finanzausschusses haben die Koalitionsparteien Mitte Januar einen neuen Haushalt beschlossen. Danach stehen im KTF weniger Mittel zur Verfügung als vor dem Urteil des BVG geplant waren. Die Kürzungen fielen jedoch nicht so drastisch aus, wie zunächst befürchtet wurde, nachdem das Finanzministerium mehr als sechs Milliarden Euro „Haushaltsreste“ aus dem abgelaufenen Haushaltsjahr gefunden hatte. Dieses Geld kann 2024 ausgegeben werden und wurde auf verschiedene Haushaltsposten verteilt. Nachdem jetzt feststeht, wie viel Geld im KTF zur Verfügung steht, hat das BMWK die sicherheitshalber verhängte Bewilligungssperre aufgehoben. Betroffen davon seien unter anderem die Nationale Klimaschutzinitiative, das Aufbauprogramm Wärmepumpe, die Förderung der Wärmeinfrastruktur, der Einsatz von Wasserstoff in der Industrie, die nationale Wasserstoffstrategie, die Dekarbonisierung der Industrie oder die serielle Fertigung von Energiespeichern, heißt es dazu. Für diese Programme nehmen die damit beauftragten Behörden ab sofort wieder Anträge entgegen. Bereits vorliegende Anträge werden weiter bearbeitet und „nach Maßgabe der vorläufigen Haushaltsführung“ beschieden. Nicht betroffen vom Antragstopp waren die Förderung des Einsatzes erneuerbarer Energien in Gebäuden und Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz.

Die Verbraucherzentrale Nordrhein-Westfalen gibt Tipps zur Berechnung der Heizkosten, die auch den steigenden CO2-Preis berücksichtigen. Der Anfang 2021 von der Bundesregierung eingeführte und sich schrittweise erhöhende CO2-Preis betrifft fossile Brennstoffe für die Sektoren Wärme und Verkehr. Damit sollen unter anderem mehr Anreize zur energetischen Gebäudesanierung geschaffen werden. Für das Jahr 2024 hat die Bundesregierung den CO2-Preis von 30 auf 45 Euro pro Tonne erhöht. Da im Gegensatz zu Eigentümern Mieterinnen und Mieter weder durch die Gebäudedämmung ihren Energiebedarf senken noch sich für eine neue, energieeffiziente Heizung entscheiden können, werden die CO2-Kosten seit 2023 bei Öl- und Gasheizungen aufgeteilt. „Unser Online-Tool zur Berechnung der anfallenden Kosten zum CO2-Preis hilft dabei, die korrekte Aufteilung darzustellen“, erklärte dazu Christian Handwerk, Energieexperte der Verbraucherzentrale NRW. Dazu hat der Verband auch drei Tipps zusammengestellt: Zentralheizung: Rechnung auf Vermieter-Anteil prüfen Der CO2-Preis fällt grundsätzlich dann an, wenn mit Öl, Gas oder Fernwärme geheizt wird. Wohnen Verbraucherinnen und Verbraucher zur Miete in einem Haus mit Zentralheizung, sind die Eigentümer dazu verpflichtet, ihren Anteil am CO2-Preis in der Heizkostenabrechnung zu berücksichtigen. Der Anteil der Vermieter reduziert damit die Heizkosten, ohne dass Mieter aktiv werden müssen. Der CO2-Kostenanteil muss in der Heizkostenabrechnung ausgewiesen und abgezogen werden. Fehlt die entsprechende Kostenausweisung, dürfen Mieter ihre gesamten Heizkosten um 3 Prozent kürzen. Direkter Vertrag mit Energieversorger: Selbst aktiv werden Wer zur Miete wohnt und eine Gasetagenheizung hat und damit einen eigenen Vertrag mit dem Energieversorger, muss sich mit der Hausverwaltung oder dem Vermieter in Verbindung setzen, um die korrekte Aufteilung der CO2-Kosten zu klären. Zur Ermittlung werden die Wohnfläche in Quadratmetern und der Jahresverbrauch in kWh benötigt. Bei der Berechnung hilft das entsprechende Online-Tool der Verbraucherzentrale. Über Sonderregeln Bescheid wissen Andere Kostenvereinbarungen zwischen den Mietparteien sind in Ein- und Zweifamilienhäusern möglich, wenn der Vermieter selbst eine Wohnung in diesem Haus bewohnt. Eine weitere Sonderregel betrifft beispielsweise die Nutzung von Gas zum Kochen. Nutzen Mieter dies, ist der Vermieter-Anteil an den CO2-Kosten um 5 Prozent zu kürzen. CO2-Preis-Rechner und weitere Informationen    zum Thema sind auf der Onlineseite der Verbraucherzentrale zu finden.

Auf die Bedeutung von Großbatteriespeichern für das Gelingen der Energiewende weist eine Studie hin. Sie sieht dadurch in Deutschland ein Einsparvolumen von 12 Milliarden Euro. Eine Untersuchung des Beratungsunternehmens Frontier Economics – in Auftrag gegeben von Baywa Re, Eco Stor, Enspired, Fluence und Kyon Energy – bestätigt die kürzlich vorgelegte Speicherstrategie des Bundeswirtschaftsministeriums. Diese, so heißt es, müsse jetzt zügig ausgestaltet und umgesetzt werden. Die Bedeutung von Großbatteriespeichern für das Stromsystem wird demnach in Zukunft stark zunehmen. Die Analysen zeigen, dass das Volumen an Großbatteriespeichern in Deutschland bis 2030 auf 15.000 MW beziehungsweise 57 Millionen kWh steigen wird, wenn die politischen Rahmenbedingungen stimmen. Das entspricht einer Vervierzigfachung der Speicherkapazität von Großspeichern im Vergleich zu heute. Bis 2050 kann der Bestand an Großbatteriespeichern in Deutschland dann sogar bis auf 60.000 MW oder 271 Millionen kWh steigen. Der Zubau wird durch die wachsende Nachfrage nach Flexibilität im Stromsystem und fallende Kosten für Großbatteriespeicher getrieben. Weniger Gasimporte erforderlich Dr. Christoph Gatzen, Direktor bei Frontier Economics, sieht in der Studie eine Bestätigung der zukünftigen Rolle von Großbatteriespeichern in Deutschland: „Die Ergebnisse zeigen ganz klar, dass Großbatteriespeicher für die Energiewende in Deutschland eine zentrale Rolle spielen. Ein Verzicht auf diese flexibel einsetzbare Technologie führt zu höheren Gasimporten und mehr Abregelung erneuerbarer Energien in Deutschland und damit zu höheren volkswirtschaftlichen Kosten.” Sowohl bezüglich der Kostendegression als auch der Zubaurate versprächen Batteriespeicher eine ähnlich dynamische Entwicklung wie Photovoltaikanlagen in den vergangenen Jahren – mit dem Unterschied, dass Großbatteriespeicher ohne staatliche Förderung und rein marktgetrieben zugebaut und wirtschaftlich betrieben werden könnten. Großbatteriespeicher können nach den Berechnungen der Studienautoren einen erheblichen volkswirtschaftlichen Mehrwert generieren. Dies geschieht durch die Verschiebung der Verfügbarkeit von Strom aus Zeiten mit Stromüberschuss in Zeiten mit einem Strommangel. Der Mehrwert aus solchen Einsparungen wird allein am Großhandelsmarkt auf etwa 12 Milliarden Euro bis zum Jahr 2050 steigen – sogar ohne den zusätzlichen Nutzen für Systemdienstleistungen, Vermarktung am Intradaymarkt oder sonstige volkswirtschaftliche Folgeeffekte zu berücksichtigen. Ein wesentlicher Treiber dieser Einsparungen besteht in eingesparten Brennstoff- und CO2-Kosten. So helfen Großbatteriespeicher im Jahr 2030 rund 6,2 Millionen Tonnen CO2 und im Jahr 2040 rund 7,9 Millionen Tonnen CO2 zu vermeiden. Das geht aus einer Vergleichsrechnung mit einem Stromsystem, in dem in Deutschland statt Großbatteriespeichern überwiegend Gaskraftwerke eingesetzt werden, hervor. Sinkende Großhandelspreise  Die Untersuchung zeigt weiter, dass Großbatteriespeicher eine preissenkende Wirkung auf die Preise haben und den Großhandelspreis zwischen 2030 und 2050 im Durchschnitt um rund 1 Euro/MWh reduzieren. Wenn keine Möglichkeit besteht, stationäre Batteriespeicher durch zusätzliche Gaskraftwerke zu ersetzen, wäre hingegen mit einem um 4 Euro/MWh höheren Großhandelspreis zu rechnen. Der Ausbau von Großbatteriespeichern kann zudem wesentlich dazu beitragen, den Investitionsdruck bei Gaskraftwerken zu reduzieren, wie es in der Untersuchung weiter heißt. In einem Szenario ohne Speicherausbau reichen die geplanten rund 26.000 MW neue Gaskraftwerke bis 2030 nicht aus und es müssen weitere 9.000 MW gebaut und betrieben werden. Die Modellierung zeigt, dass Großspeicher den Zubau von Gaskraftwerken zwar nicht vollständig ersetzen können, aber wesentlich dazu beitragen, den Investitionsdruck bei neuen Gaskraftwerken bis 2030 zu reduzieren. Thomas König, Regulations Expert bei Enspired, kommentiert: „Großbatteriespeicher sind das notwendige Puzzleteil für die Realisierung der Energiewende. Durch die aus der Großspeicherintegration resultierenden Kosteneinsparungen und wachsenden Gasunabhängigkeit gewinnt die Energiewende zudem an öffentlicher Akzeptanz.” Forderungen an die Politik Die Auftraggeber der Studie sehen die Politik konkret gefordert, für Investitionssicherheit beim Bau von Großbatteriespeichern zu sorgen. Bürokratische Hemmnisse und regulatorische Barrieren beispielsweise bei den Genehmigungsverfahren müssten abgebaut werden. Alle Märkte für Energie, Kapazität und Systemdienstleistungen in Deutschland sollten technologieoffen und marktbasiert ausgestaltet sein. Die Bundesregierung müsse schnellstmöglich die Vorgaben aus der aktuellen Reform des europäischen Strommarktes zur Festlegung indikativer Speicherziele umsetzen. Die Studie basiert auf der Modellierung des europäischen Strommarktes mit dem Frontier‘s Combined Investment and Dispatch Modell in drei unterschiedlichen Varianten: Einer Referenz-Modellierung, in der der endogene Ausbau von Batterien und Kraftwerkskapazitäten einzig durch das Modell erfolgt, sowie zwei Varianten, in denen der Zubau von Batterien in Deutschland nicht möglich ist und die fehlende Kapazität durch den endogenen Zubau anderer Kraftwerkskapazitäten erlaubt beziehungsweise nicht erlaubt ist. Frontier Economics ist ein Beratungsunternehmen, das sich unter anderem mit den wirtschaftlichen Folgen von Energie- und Klimaveränderungen befasst.

Die EU geht mit wesentlich besseren Aussichten für eine sichere Strom- und Gasversorgung in den bevorstehenden Winter als vor einem Jahr. Die Spitzenverbände der europäischen Übertragungsnetzbetreiber für Strom und Gas, Entso-E und Entso-G, halten die Versorgung mit leitungsgebundener Energie in den kommenden Monaten für weitgehend gesichert. Die Lage auf den Energiemärkten habe sich gegenüber dem Vorjahr weitgehend normalisiert, heißt es in der gemeinsamen Winterprognose der beiden Verbände, die am 16. November in Brüssel vorgestellt wurde. Risiken für die Versorgung sehen sie nur im Fall eines langen und besonders kalten Winters oder anderer, ungünstiger Witterungsverhältnisse. Die EU sei mit sehr gut gefüllten Speichern (96 Prozent) in die Wintersaison gestartet, sagte Kacper Zeromski von Entso-G. Das entspricht 1.091 TWh oder einem Drittel des Verbrauchs im Durchschnitt der vergangenen fünf Jahre. Die zusätzlichen LNG-Terminals, die in den letzten Monaten in Deutschland und Finnland in Betrieb gegangen seien, hätten die Versorgungslage grundlegend verändert. Die EU verfüge damit über ausreichende Infrastrukturkapazitäten, um die Versorgung auch dann zu sichern, wenn die verbleibenden russischen Lieferungen ausblieben. Dabei habe man die strategischen Reserven der Mitgliedsstaaten nicht berücksichtigt, sagte Zeromski. Sie machten knapp 10 Prozent der gesamten Reserven aus. Ihre Verwendung könne nationalen Einschränkungen unterliegen. Auch Gas, das Versorger aus der EU in der Ukraine gespeichert hätten, sei nicht in die Verfügbarkeitsanalyse von Entso-G eingegangen. Grundsätzlich sei die Nutzung ukrainischer Speicher aber eine zusätzliche Option. Die Beschädigung des Interconnectors zwischen Finnland und Estland verhindere zwar die direkte Kooperation der Finnen mit dem Baltikum, stelle aber keine ernste Gefahr für die Versorgungssicherheit dieser Länder dar. Extreme Witterungsverhältnisse könnten allerdings auch in diesem Winter zu vorübergehenden Engpässen führen. Die meisten Probleme würden dann durch den Preisanstieg und den damit verbundenen Rückgang der Nachfrage gelöst. Darüber hinaus empfiehlt Entso-G eine möglichst enge Zusammenarbeit der Mitgliedsstaaten, insbesondere bei der Nutzung der Infrastruktur. Die EU verfüge inzwischen über genügend Kapazität an ihren LNG-Terminals, um die verbleibenden russischen Gaslieferungen zu ersetzen. Das Gas müsse dann jedoch auch von West- nach Osteuropa transportiert werden. Im Prinzip jede erwartbare Stromnachfrage bedienbar Auch die Elektrizitätswirtschaft geht optimistisch in die Wintersaison. Entso-E erwartet, dass sich die Nachfrage nach Strom auf dem durchschnittlichen Niveau der vergangenen Jahre bewegt. Dem stünden höhere Kapazitäten gegenüber, sagte der Analyst des Verbandes, Simon Art. Die meisten französischen Atomkraftwerke, die im letzten Winter wegen Wassermangel oder aufgrund von Wartungsarbeiten nicht zur Verfügung standen, seien ans Netz zurückgekehrt. Die Stauseen vor allem in den skandinavischen Ländern seien wieder gut gefüllt und die Zahl der Windräder und Photovoltaik-Anlagen sei in den letzten zwölf Monaten weiter gestiegen. Damit könne, im Prinzip, jede erwartbare Nachfrage bedient werden. Das sogenannte „kritische Gasvolumen“ sei im Vergleich zum Vorjahr um 10 Prozent zurückgegangen. Damit ist die Menge an Gas gemeint, die über den gesamten Winter benötigt wird, um den Lastenausgleich zu jedem Zeitpunkt sicherzustellen. Allerdings gebe es regionale Versorgungsrisiken, insbesondere an den Rändern der EU sowie in einzelnen Regionen in Frankreich und Belgien. In Zypern und Malta sei die Versorgung vollständig von der lokalen Erzeugung abhängig, weil die Inselstaaten nicht mit dem Übertragungsnetz auf dem Festland verbunden seien. Die Versorgung in Irland hänge stark von der Windenergie ab und seine Gaskraftwerke seien alt und störanfällig. In Polen könnten Engpässen bei der Braunkohleversorgung nicht vollkommen ausgeschlossen werden. Zu Engpässen könne es auch in Finnland kommen, dessen Versorgung zunehmend vom Windaufkommen abhänge. Besonders in windarmen Zeiten sei das Land auf Stromimporte aus den Nachbarländern angewiesen. In Finnland hat in diesem Jahr zwar ein neues Atomkraftwerk den Betrieb aufgenommen, gleichzeitig wurde die Kapazität des Interkonnektors nach Schweden aber um 300 MW gekürzt. Für den deutschen Elektrizitätsmarkt sieht man angesichts üppiger Reserven in Brüssel keine grundsätzlichen Probleme. Allerdings bestehe die Gefahr, dass Kraftwerke, die am Markt teilnähmen, als technische Reserve nicht mehr zur Verfügung stünden. Für das Jahr 2024 erwartet Ensto-E eine Nachfrage von 547 Milliarden kWh in Deutschland. Für Elektrofahrzeuge veranschlagen die Netzexperten 8,3 Milliarden kWh, für Wärmepumpen 4,9 Milliarden kWh und für Datenverarbeitungszentren 9,9 Milliarden kWh. Die im Januar 2024 benötigte Spitzenlast schätzt Ensto-E auf 88.500 MW.