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Energiepolitik
Henne-Ei-Problem gelöst - Neue massive Pipeline soll Deutschland in die Wasserstoff-Ära führen
Wie erhält Deutschland den Wasserstoff, den es so dringend brauchen wird? Eine neue Giga-Pipeline von Portugal bis in die Bundesrepublik soll die Antwort sein. Davon profitieren auch andere Länder. Damit ist nun zudem ein Henne-Ei-Problem gelöst.
Um die Klimaziele in allen Sektoren zu erreichen, braucht Deutschland grünen Wasserstoff. Bisher sehen die Prognosen, woher der dringend benötigte Energieträger herkommen soll, mau aus. Bis jetzt. Denn der grüne Wasserstoff in Europa rückt immer näher.
Denn der Bau der Giga-Pipeline von Portugal und Spanien über Frankreich nach Deutschland wird immer konkreter. Ein Henne-Ei-Problem hat den Bau der Wasserstoffleitung zuvor ausgehebelt. Die Pipelinebauer wollten keine Infrastruktur bauen, solange sie keine Abnehmer für den Wasserstoff haben. Und die Stadtwerke und Unternehmen wollten keine Verträge abschließen, solange es noch keine Pipeline gibt. Das Ringen darum, wer sich zuerst traut und in Europas Wasserstoff-Wirtschaft investiert, hat allerdings nun ein Ende.
Am Mittwoch hat Open Grid Europe (OGE), einer der führenden deutschen Gasleitungsbetreiber, seine Beteiligung an einem Konsortium unter der Leitung des spanischen Unternehmens Enagás angekündigt. Dieses Konsortium plant nun den Bau der Wasserstoffleitung.
Des ewigen Rätsels Lösung: Zuerst kamen die Pipelinebauer
Die Pipelinebauer setzen auf den für die Klima-Transformation nötigen Energieträger und hoffen, dass sich europaweit eine erfolgreiche Energiewirtschaft entsteht, wie einst bei der Öl- und Gasindustrie. Die OGE erklärte, dass nun das innerdeutsche Wasserstoffnetz Teil des europäischen Projektes werden soll, damit der grüne Wasserstoff von der iberischen Halbinsel bis hin zu deutschen Industrien kommen kann.
Der OGE zufolge könnten zirka zwei Millionen Tonnen Wasserstoff pro Jahr über die geplante Pipeline verteilt werden. Dies entspreche „etwa zehn Prozent des gesamten europäischen Bedarfs“. Das Projekt soll nun Teil des „European Hydrogen Backbone“ werden, eines von der Europäischen Union geplanten, gesamteuropäischen Wasserstoffnetzes.
Giga-Pipline wird zum „Backbone“ des europäischen Wasserstoffnetzes
Besonders für Deutschland ist die geplante Giga-Pipeline essenziell. Bisher geht die Bundesregierung aus, dass Deutschland im Jahr 2030 bis zu 130 Terawattstunden Wasserstoff verbrauchen wird. Davon müssten wohl 50 bis 70 Prozent importiert werden. Ein Großteil dieses Bedarfs könnte laut Arturo Gonzalo Aizpiri, dem Ènagas-CEO, über die Giga-Pipeline transportiert werden. Umso weniger grüner Wasserstoff müsste also teuer und aufwendig über den Seeweg nach Deutschland gebracht werden.
Wofür wir grünen Wasserstoff brauchen: Eine entscheidende Rolle spielt der grüne Wasserstoff bei der Reduzierung von CO2-Emissionen in der Industrie. Sowohl große Industrieunternehmen in Sektoren wie Stahl und Chemie als auch mittelständische Unternehmen in Branchen wie Glas, Papier, Keramik, Gießereien und Verzinkereien sind bestrebt, möglichst rasch auf klimaneutralen Wasserstoff zuzugreifen.
Jene Industrien lassen sich den Experten und Expertinnen aus der Branche und Wissenschaft zufolge nicht so leicht elektrifizieren, weshalb sie Alternativen brauchen, um ihren CO2-Ausstoß zu minimieren, da auch die Sektoren europaweit verpflichtet sind, bis 2050 klimaneutral zu werden.
Milliardendeal mit Öl und Gas: Was Robert Habeck nicht versteht
Die Attraktivität fossiler Brennstoffe ist trotz der Diskussion um Klimawandel und erneuerbare Energien offenbar ungebrochen. Seit dem russischen Angriff auf die Ukraine haben die Bewertungen von europäischen Öl- und Gasunternehmen sogar zugenommen, wegen der „Verlagerung ihres Schwerpunkts von kohlenstoffarmer Energie zurück auf fossile Brennstoffe“, so Bloomberg. Doch am deutlichsten profitieren die amerikanischen Konzerne, allen voran Chevron und Exxon.
Die Amerikaner nutzen nämlich die Gunst der Stunde, um die Konsolidierung in der Branche voranzutreiben. So kündigte Chevron am Montag die Übernahme seines Konkurrenten Hess für 53 Milliarden Dollar an. Die Transaktion erfolge über einen Aktientausch, teilte das Unternehmen mit. Hess-Chef John Hess soll nach Abschluss der Übernahme in den Verwaltungsrat von Chevron einziehen. Kürzlich hatte Konkurrent ExxonMobil die Übernahme von Pioneer Natural Resources für fast 60 Milliarden Dollar angekündigt.
Die Übernahme von Hess stärkt die globale Position von Chevron entscheidend. So erhält Chevron nämlich eine bedeutende Präsenz in Guyana, dem südamerikanischen Land, das zu den jüngsten Ölproduzenten der Welt zählt. Erst vor wenigen Jahren war in Guyana erstmals Öl gefunden worden. Diese Tatsache werde ein schnelleres Wachstum der Förderung und großzügigere Renditen für die Anleger ermöglichen, heißt es in der Erklärung von Chevron zur Übernahme.
Hinzu kommen Förderfelder im Golf von Mexiko und im Bakken, einem kleineren Schieferbecken in den USA. Das Unternehmen kündigte bereits an, die Dividende entsprechend erhöhen zu wollen. Der Deal werde Chevrons geschätzte fünfjährige Produktions- und Free-Cashflow-Wachstumsraten steigern und bis ins nächste Jahrzehnt hinein verlängern, heißt es in der Erklärung. Auch die Erträge für die Anleger werden steigen, da das Unternehmen erwartet, im Januar eine Erhöhung seiner Dividende für das erste Quartal und nach Abschluss der Transaktion weitere Aktienrückkäufe im Wert von 2,5 Milliarden US-Dollar zu empfehlen.
Für den CEO von Hess, Mike Wirth, sind Öl und Gas nicht des Teufels, erst vor wenigen Wochen sagte er der Financial Times, Chevron verkaufe ein Produkt, das „die Lebensqualität auf diesem Planeten zum Besseren verändert“ habe. Wirth sagte, sein Unternehmen werde zwar versuchen, mit Kritikern in Kontakt zu treten, „um Teil der Lösung zu sein“. Aber er machte auch deutlich: „Das kann uns nicht von dem abhalten, was wir tun.“ Die Kultur von Chevron basiere „auf Integrität und dem tiefen Glauben, das Richtige zu tun“. Wirth: „Wir verkaufen kein Produkt, das böse ist. Wir verkaufen ein Produkt, das gut ist.“
Anders als die Konkurrenten BP und Shell lehnt Wirth einen aggressiveren Übergang zu einer kohlenstoffärmeren Zukunft ab. Geringere Emissionen seien wichtig, dürften aber nicht auf Kosten einer erschwinglichen und zuverlässigen Energieversorgung gehen. Er kritisierte die Internationale Energieagentur und deren Prognosen, wonach die Nachfrage nach fossilen Brennstoffen vor dem Jahr 2030 ihren Höhepunkt erreichen und danach rückläufig sein werde. Wirth: „Man kann Szenarien erstellen, aber wir leben in der realen Welt und müssen Kapital bereitstellen, um den Anforderungen der realen Welt gerecht zu werden.“
Diese Auffassung scheint sich auch bei einigen Anlegern durchzusetzen. So haben Öl- und Gaswerte in den vergangenen Monaten konstant zugelegt. Und die jüngsten Börsengänge in dem Segment waren, wenn auch nicht spektakulär, so doch erfolgreich: Kodiak Gas Services und Atlas Energy Solutions legten nach dem Start mit 11 Prozent und 20 Prozent ansehnlich zu. Einen der Gründe sehen Beobachter in der Tatsache, dass sich die amerikanischen Schiefergas-Unternehmen nach herben Verlusten von der ersten Goldgräberstimmung und allzu hochfahrenden Plänen verabschiedet haben und aktuell langfristig und solide planen. Die Unternehmen haben sich darauf eingestellt, dass Öl und Gas vermutlich noch länger profitable Investments sein dürften. Auf diesem Weg sei eine verlässliche Rendite zu erzielen, die Zeit der Strohfeuer an den Aktienmärkten sei im Hinblick auf Fracking schon länger vorbei. Allerdings profitieren die amerikanischen Konzerne auch stark vom Ausstieg der deutschen Wirtschaft aus russischem Gas und Öl. Während speziell das Fracking-Gas früher keine Chance hatte, preislich mit dem Pipeline-Gas aus Russland mitzuhalten, haben die amerikanischen Unternehmen nun Deutschland als einen wichtigen Abnehmer gewonnen. Deutschland zahlt für das Flüssiggas (LNG) aus den USA deutlich höhere Preise als früher für das russische Gas, weshalb die Gewinnprognosen für die amerikanischen Unternehmen endlich eine solide Grundlage erhalten.
Eine Inbetriebnahme von Nord Stream 1, wie jüngst vom russischen Präsidenten Wladimir Putin angeboten, kommt für Deutschland vorerst nicht infrage. Allerdings hatte auch Altkanzler Gerhard Schröder im Interview mit der Berliner Zeitung angeregt, die Nutzung der Pipelines wieder in Erwägung zu ziehen.
Das Unternehmen Hess hat eine lange Bilderbuch-Geschichte: Es wurde 1933 vom 19-jährigen Leon Hess gegründet, der zunächst einen einzigen Tanklastwagen besaß. Schließlich hatte er eine Flotte und kaufte einen Ölterminal in New Jersey. 1948 kaufte Hess seinen ersten Öltanker, 1957 baute er eine Ölraffinerie und 1960 eröffnete er die erste seiner typischen Tankstellen. Als Leon Hess 1995 in den Ruhestand ging, hatte er ein multinationales Unternehmen mit Niederlassungen in der Nordsee, in Alaska und in der Karibik aufgebaut.
Macht mehr Windkraft den Strom teurer? Energie-Professor hat klare Antwort
Die Nutzung von Windenergie ist in den letzten Jahren exponentiell gewachsen. Windenergie ist eine saubere, erneuerbare Energiequelle, die im Vergleich zu traditionellen fossilen Brennstoffen wie Kohle oder Erdgas weniger schädliche Emissionen verursacht.
Wie Professor Hirth im bto-Podcast (bto: beyond the obvious) erklärt, entstehen durch die Einbindung von Wind- und Solarenergie in das Stromnetz sogenannte Integrationskosten. Diese umfassen Ausgaben für Netzwerke, Ausgleichsleistungen, Reservekapazitäten und die geringere Auslastung von traditionellen Kraftwerken. Zudem beeinflusst die schwankende Natur von Wind- und Solarenergie den Bedarf an anderen Stromquellen und verstärkt die Notwendigkeit von Ausgleichsleistungen.
Der Professor ist der Ansicht, dass diese Integrationskosten durch den Einsatz intelligenter Stromnetze und eine flexible Nachfrage abgemildert werden können. Ein klug gestaltetes Stromnetz kann effizient auf die Schwankungen der Wind- und Solarenergie reagieren, wodurch sich die Notwendigkeit von Ausgleichsleistungen reduziert. Zudem kann eine flexible Nachfrage dazu beitragen, die Auslastung des Stromnetzes zu optimieren und somit die Kosten zu senken.
Der Wert der Windenergie im Strommix
Ein weiterer wichtiger Aspekt, den Professor Hirth in seiner Forschung hervorhebt, ist der Einfluss der Windenergie auf den Wert des gesamten Strommixes. Je größer der Anteil der Windenergie am Strommix wird, desto geringer wird ihr Wert. Dies liegt daran, dass die unstetige Natur der Windenergie die Nachfrage nach anderen Energiequellen beeinflusst.
Zusammengefasst zeigt die Forschung von Professor Hirth, dass die steigende Nutzung von Windenergie Herausforderungen mit sich bringt, die jedoch durch intelligente Lösungen bewältigt werden können. Ferner verdeutlicht sie die Notwendigkeit, eine ausgewogene Energiestrategie zu verfolgen, um die Vorteile der Windenergie zu maximieren und die Kosten zu minimieren.
Ukraine stoppt Transit von russischem Gas: Ein Zitat von Robert Habeck zeigt, wie hart die neue Gaskrise Deutschland treffen kann
Die Gaslage in Deutschland scheint entspannt. Aber ist sie das wirklich? Die Speicher sind zwar voll, der Nachschub mit Flüssiggas ist gesichert. Dennoch warnt Wirtschaftsminister Robert Habeck immer wieder vor Risiken. Kalte Winter gehören dazu, auch Schäden an Pipelines in Nord- und Ostsee. Ein drittes Risiko, das bisher wenig beachtet wurde, tritt nun ein: Spätestens ab 2025 fließt kein Gas mehr aus Russland durch Pipelines durch die Ukraine in den Westen. Das trifft auch Deutschland. Die Folgen können dramatisch sein.
Das zeigt ein Satz von Robert Habeck aus dem Frühsommer: „Würde das russische Gas nicht in dem Maße, wie es noch immer durch die Ukraine fließt, nach Osteuropa kommen, gilt, was europäisch verabredet wurde: Bevor die Leute dort frieren, müssten wir unsere Industrie drosseln oder gar abschalten.“
Habeck sagte das im Juni beim Ostdeutschen Wirtschaftsforum in Bad Saarow. Der Aufschrei war groß. Dabei sprach er nur unbequeme Fakten aus. Auch wenn Deutschland selbst kein Gas mehr aus Russland bezieht, ist es im europäischen Gasverbund betroffen. Jetzt tritt dieser Fall ein. Wie ist die Lage? Wer ist betroffen? Und was sind die Folgen für Deutschland, die Verbraucher und die Industrie?
Wann endet der Transit von russischem Gas durch die Ukraine?
Die Ukraine werde ab 2025 kein russisches Erdgas mehr in den Westen durchleiten, das sagte der Chef des staatlichen Energiekonzerns Naftogaz, Olexij Tschernyschow, dem US-Sender Radio Liberty. Ende 2024 läuft der Transitvertrag mit dem russischen Konzern Gazprom aus. Auch die russische Seite hat mehrfach gedroht, ihn nicht zu verlängern.
Halten sich beide Seiten an ihren Vertrag, endet die Gaslieferung am 31. Dezember 2024, mitten im Winter 2024/25. Es ist aber auch möglich, dass der Gastransit vorher ins Stocken gerät. Russland und die Ukraine sind Kriegsgegner. Russland hat sein Gas bereits mehrfach als Waffe eingesetzt – auch gegen Deutschland – verdient mit dem Gas aber auch viel Geld.
Die Ukraine würde aus dem Vertrag auch früher aussteigen, zumal Gazprom für den Transit nicht wie vereinbart bezahle, sagte Tschernyschow. Die Ukraine erlaube den Gastransit nur noch, weil mehrere europäische Länder noch auf russisches Gas angewiesen seien. „Wir wollen ein zuverlässiger Partner, für die Länder, die das brauchen“, sagte der Konzernchef.
Die Ukraine wolle selbst für Ausgleich sorgen, das Land habe die eigene Gasförderung gesteigert. Die Ukraine habe im kommenden Winter die Chance, erstmals den Bedarf aus eigenen Reserven zu decken, sagte Tschernyschow.
Welche Länder beziehen Pipeline-Gas aus Russland
Der Transit von russischem Erdgas durch die Ukraine läuft trotz Russlands Angriffskriegs weiter. Nach Angaben der New Yorker Columbia Universität fließen täglich rund 34 bis 40 Millionen Kubikmeter Gas aus Russland durch die Ukraine nach Westen. Dies ist noch rund ein Drittel der Menge vor dem Krieg.
Aus der Ukraine fließt das Gas über die Grenze in vier EU-Staaten Polen, Slowakei, Ungarn, Rumänien sowie in nach Moldawien. Darüber hinaus wird es nach Italien und Kroatien weitergeleitet.
Am härtesten betroffen wäre Österreich. Laut Columbia Universität importierte Österreich in den letzten 12 Monaten mit fünf Milliarden Kubikmetern die größte Menge Gas über die Ukraine. Dies allein mache fast die Hälfte der Gasimporte Österreichs aus.
Italien erhalte mit drei bis vier Milliarden Kubikmeters ebenfalls eine große Menge russischen Gases über Pipelines durch die Ukraine. Für Italien mache dies aber weniger als fünf Prozent an den Gasimporten aus, rechnet das Center on Global Energy Policy der Universität vor.
Die Slowakei bezog etwa ein Drittel seiner Einfuhren aus Russland über die Ukraine. Ungarn bezog nur einen Bruchteil seines aus Russland stammenden Gases über diese Route. Ein Großteil seiner russischen Importe wird bereits seit 2021 durch die TurkStream-Pipeline über den Balkan geleitet. Slowenien und Kroatien erhielten nur geringe Mengen russischen Gases über die Ukraine. Das Nicht-EU-Land Moldawien bezog dagegen fast seine gesamten Erdgasimporte über die Ukraine.
Die EU will bis 2027 alle Importe von fossilen Brennstoffen aus Russland beenden.
Warum betrifft der Transit durch die Ukraine auch Deutschland?
Deutschland bezieht selbst kein Pipeline-Gas aus Russland mehr. Russland hatte die Lieferungen nach nach und nach eingeschränkt und am 1. September 2022 komplett beendet.
Deutschland ist aber Teil des europäischen Gasverbundes. Die Länder der Europäischen Union haben sich Regeln für den Beistand in Versorgungskrisen gegeben. Maßgeblich ist die EU-Verordnung 2017/1938. Darin hatten sich die EU-Staaten bereits vor den akuten Krisen auf Regeln im Fall von Versorgungsengpässen in einzelnen Ländern verständigt. In Artikel 13 mit der Überschrift „Solidarität“ ist das geregelt, was Habeck in seiner Rede in Bad Saarow zusammenfasste. Im Zweifel geht die Gasversorgung privater Verbraucher in Krisenregionen vor, auch wenn dafür die Industrie in den Regionen mit gesicherter Gasversorgung zurückstecken muss.
Im Grunde wird damit die nationale Regelung in Deutschland auf den Gasverbund ausgeweitet. Auch in Deutschland sind Gaskunden in eine Reihenfolge eingeteilt, in der im Fall eines Gasmangels das Gas rationiert würde. Auch in Deutschland sind die Haushalte besonders geschützt und haben Vorrang von Unternehmen, solange diese nicht besondere Bedeutung haben.
Das war gemeint, als Habeck sagte: „Bevor die Leute dort frieren, müssten wir unsere Industrie drosseln oder gar abschalten.“ Das „dort“ kann also zum Beispiel mit Österreich oder der Slowakei übersetzt werden.
Für Verbraucher könnte eine Einschränkung der Lieferungen durch die Ukraine steigende Gaspreise bedeuten. Wie sensibel die Weltmärkte für Gas auf Störungen reagieren, haben zuletzt eine Streik bei australischen LNG-Terminals gezeigt, oder auch die Schließung eines israelischen Gasfeldes im Mittelmeer.
Die Krisenmanager haben eine neue Aufgabe zu lösen, die Gasversorgung vor allem in Österreich über 2024 hinaus zu sichern. Sie müssen sich auch für den Fall wappnen, dass Russland als Reaktion auf die Ankündigung der Ukraine den Gashahn schon in diesem Winter abdreht. Die Gaslage ist noch lange nicht entspannt.
Energiepreise in Deutschland über dem EU-Schnitt
Die Energiepreise in Deutschland liegen mit 112 Index-Punkten über dem Durchschnitt aller Länder der Europäischen Union (100 Punkte). Das zeigt die Statista-Grafik auf der Basis von Eurostat-Daten. Damit belegt Deutschland Position sieben des Ländervergleichs. An der Spitze bei den Preisen für Strom, Gas und anderen Brennstoffen liegt Dänemark mit 149 Punkten. Knapp unter dem Durchschnitt ist das Preisniveau in den Niederlanden, in Griechenland, Frankreich und Portugal. Vergleichsweise niedrig sind die Energiepreise in vielen osteuropäischen Ländern.
Der Krieg in der Ukraine und die Abkehr von russischen Energielieferungen haben die Energiepreise in vielen Ländern der Europäischen Union zuletzt deutlich steigen lassen. In Deutschland zeichnet sich bei den Energiepreisen allerdings eine leichte Entspannung der Lage ab. So liegen die Preise für Haushaltsenergie im September 2023 bei einer Reihe von Energieträgern unter dem Niveau des entsprechenden Vorjahresmonats.
Die Grafik zeigt den Index für das Preisniveau von Strom, Gas und anderen Brennstoffen in der EU.
„Das Vertrauen ist erschüttert“ - Markt bricht zusammen: Der große Schwindel mit CO2-Gutschriften
Wenn Heizöl plötzlich klimaneutral ist: Großkonzerne auf der ganzen Welt gleichen ihre Emissionen mit sogenannten CO2-Gutschriften aus - und behaupten, damit ihren Beitrag zum Klimaschutz zu leisten. Doch immer mehr Skandale zeigen die dunkle Seite des Milliardenmarkts. Ist das System zu retten?
Ein Wald, flächenmäßig so groß wie New York City, mitten in der afrikanischen Steppe, beschützt vom Geld internationaler Großkonzerne wie Nestlé, McKinsey, L'Oreal, VW oder Gucci. Das Kariba-Megaprojekt in Simbabwe sollte zum weltweiten Vorbild im Handel mit sogenannten CO2-Gutschriften werden. Das Prinzip: Unternehmen können ihre anfallenden Emissionen „ausgleichen“, in dem sie Gutschriften kaufen, mit denen etwa Wälder aufgeforstet oder Windräder gebaut werden.
Auf dem Papier können damit etwa Flüge oder Heizöl oder Shampoos „klimaneutral“ werden - solange die anfallenden Emissionen anderswo auf der Welt kompensiert werden. Eine attraktive Idee für Großkonzerne. Die Folge: Binnen weniger Jahre entstand ein gigantischer Markt, nach Schätzungen der Analysefirma „Ecosystem Marketplace“ wurden alleine im Jahr 2021 Gutschriften im Wert von zwei Milliarden Dollar gehandelt.
Irgendwo versickert
Das einzige Problem? Vieles am Kariba-Projekt war höchstwahrscheinlich nicht real. Verschiedene Recherchen unter anderem von Bloomberg Green, des Investigativportals „Follow The Money“ sowie des Magazins „New Yorker“ deckten auf: Die Macher hinter dem Projekt überschätzten die mögliche CO2-Einsparung durch die gepflanzten Bäume um das Fünffache. Und bei der lokalen Bevölkerung, die mit dem Aufforsten betraut war, kam nur ein kleiner Teil des versprochenen Geldes an.
Der größte Teil, legen die Berichte nahe, versickerte irgendwo auf dem Weg dorthin, bei den Projektpartnern. Am Freitag letzter Woche erklärte der weltgrößte Gutschriften-Verkäufer South Pole aus der Schweiz, sich aus dem Projekt zurückzuziehen. Was mit den bereits verkauften Gutschriften geschieht - und mit den gepflanzten Bäumen - ist unklar.
„Die Qualität war immer schlecht“
„Ich untersuche die Qualität von Emissionsgutschriften seit 20 Jahren und sie war immer schlecht“, sagt Barbara Haya, Direktorin des Berkeley Carbon Trading Project. Tatsächlich haben die Ausgleichsprogramme eine Vielzahl von Problemen:
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- Emissionsreduktion und Nutzen der Ausgleichsprogramme werden systematisch überschätzt. Unabhängige Kontrollen gibt es kaum.
- „Alle Akteure haben ein Interesse daran, dass möglichst viele Emissionsgutschriften geschaffen werden“, erklärt Haya. Die Folge ist eine Schwemme von Gutschriften, die international kaum reguliert wird - und deren Zahl höher liegt als das tatsächliche Ausgleichspotenzial.
- Meist wird doppelt gerechnet: Das europäische Unternehmen rechnet sich die eingesparten Emissionen eines Projekts in Afrika an - das afrikanische Land jedoch auch.
- Die Rechte der lokalen Bevölkerung werden missachtet, versprochene Gelder kommen oft nicht an.
- Nicht selten ist unklar, ob die Projekte nicht auch ohne das Geld aus den Gutschriften durchgeführt worden wären. Konnte der Windpark wirklich nur dank der Gutschriften errichtet werden? Oder hätte sich auch anderweitig ein Investor gefunden, weil das zugrundeliegende Geschäft solide ist?
- Selbst gewissenhaft ausgeführte Projekte können schiefgehen, gerade in Zeiten des Klimawandels. Bei den verheerenden Waldbränden in Kanada brannte diesen Sommer auch mindestens eine CO2-Ausgleichsfläche ab.
- Unternehmen verschleppen die notwendige Transformation ihrer Geschäftsmodelle, wenn sie auf den Gutschriftenhandel setzen statt auf die Einsparung von Emissionen im Betrieb.
Nur ein Teil der versprochenen Gelder kam auch tatsächlich bei der lokalen Bevölkerung an, wie in Form dieses neuen Wasserbrunnens ZINYANGE AUNTONY/AFP© ZINYANGE AUNTONY/AFP
Ein Kilo Kartoffeln statt fünf Kilo
Nicht erst seit dem gescheiterten Kariba-Projekt steckt der Markt in der Krise. Der Preis für CO2-Gutschriften ist eingebrochen: Im Januar 2022 war eine Tonne eingespartes CO2 noch 18 Dollar wert. Ein Jahr später waren es noch sechs Dollar, zuletzt weniger als zwei. „Niemand, der fünf Kilo Kartoffeln im Supermarkt kauft, will am Ende nur ein Kilo haben“, sagte der Züricher Marktanalyst Jürg Füssler der Nachrichtenagentur Bloomberg. „Aber genau das passiert gerade. Das grundlegende Vertrauen in den Markt ist erschüttert.“
Mittlerweile beschäftigt der undurchsichtige Markt auch die Gerichte. Das Landgericht Karlsruhe etwa untersagte in diesem Jahr der Drogeriekette dm, Produkte ihrer Eigenmarken als „klimaneutral“ oder „umweltneutral“ zu bewerben, denn das Versprechen klimaneutraler Produkte wie Flüssigseife oder Sonnenmilch könne dm nicht einlösen.
Das nächste Mega-Projekt
Unternehmen wollen dennoch weiterhin auf den Gutschriftenhandel setzen - und auch viele Staaten der Erde. Länder im globalen Süden wittern eine einträgliche Einnahmequelle, während die Öl-Exporteure gerne „klimaneutral“ werden würden, ohne ihr Geschäftsmodell aufzugeben. In Liberia kündigt sich derzeit das nächste Mega-Projekt an, größer als alles, was der Markt bislang gesehen hat. Das westafrikanische Land will den Schutz der Wälder auf zehn Prozent seiner Landesfläche einem Unternehmen aus den Vereinigten Arabischen Emiraten anvertrauen, damit dieses sich dafür CO2-Gutschriften anrechnen lassen kann.
Die völkerrechtliche Grundlage dafür, der Artikel 6 des Pariser Klimaschutzabkommens, soll im Detail bei der Weltklimakonferenz ab Ende November in Dubai verhandelt werden. Klimaschützer befürchten Greenwashing im großen Stil. Auch UN-Generalsekretär António Guterres ist alarmiert: „Das Fehlen von Standards, Regulierungen und Strenge auf dem freiwilligen Markt für Emissionsgutschriften ist sehr besorgniserregend.“
Komplexer ist besser
Ideen, wie der Gutschriftenhandel seriöser werden kann, gibt es. Volkswagen etwa hat angekündigt, seine Ausgleichsprojekte in Zukunft selbst zu entwickeln, um die Geldflüsse und Resultate besser nachvollziehen zu können. Andere Unternehmen kooperieren verstärkt mit Projekten in geografischer Nähe, zur leichteren Überwachung.
Expertinnen und Experten raten außerdem dazu, weniger auf simple Initiativen wie Aufforstungen zu setzen, sondern auf komplexe Vorhaben, die ohne das Geld tatsächlich nicht möglich gewesen wären - etwa das Absaugen von CO2 aus der Luft oder aufwändige Forschungsprojekte. Meist gilt jedoch: CO2 vermeiden ist sinnvoller als CO2 kompensieren.
Energie: Strom-Explosion – im Winter wird es richtig teuer für dich
Der goldene Herbst ist da, die kalte Jahreszeit hat begonnen. Wenn die Temperaturen fallen, wird es meistens unverzichtbar, Wohnungen und Häuser angenehm warm zu halten. Heizungen sind treue Begleiter, die in den Wintermonaten vor Kälte schützen. Doch dabei muss auch ein kritischer Blick auf die mit der Heizsaison einhergehenden Preise geworfen werden.
Jetzt folgt die Schocknachricht: Trotz erheblicher finanzieller Unterstützung der Bundesregierung wird der Strom im nächsten Jahr teurer. Vorläufige Daten der Netzbetreiber zeigen, dass die Netzgebühren im Durchschnitt um satte elf Prozent steigen werden. Die Bundesregierung hat zwar versucht, die Preise für Strom, Erdgas und Fernwärme zu deckeln (mehr dazu hier), aber die EU muss noch zustimmen.
Energiekosten steigen vor allem in Bayern
Besonders betroffen sind Haushalte mit einem durchschnittlichen Verbrauch von 5.000 Kilowattstunden. Für sie bedeuten die steigenden Netzgebühren eine Mehrbelastung von rund 47 Euro pro Jahr, wie das Vergleichsportal „Check24“ berechnete. Im Süden Deutschlands, insbesondere in Bayern, wird die Erhöhung sogar noch spürbarer sein, mit geschätzten 17 Prozent mehr an Netzgebühren, was etwa 66 Euro jährlich ausmacht.
Die Bundesregierung hat sich zwar dazu verpflichtet, die Preise für Strom durch staatliche Subventionen zu stabilisieren, doch diese Maßnahme ist begrenzt. Es werden lediglich die Gebühren für die großen Übertragungsnetzbetreiber gedeckelt. Die Kosten für Messungen und Messstellenbetrieb sowie regionale Netzgebühren, die von regionalen Netzbetreibern erhoben werden, sind von dieser Regelung ausgenommen und führen zu zusätzlichen Kosten für die Verbraucher.
„Privathaushalte müssen vor hohen Preisen geschützt werden“
Die Netzentgelte machen fast ein Viertel des gesamten Strompreises aus, und die steigenden Kosten sorgen bei Verbrauchern und der Energiewirtschaft gleichermaßen für Kritik und Warnungen. Es wird darauf hingewiesen, dass die aktuellen Preissteigerungen den Energiepreisbremsen widersprechen, die aufgrund der andauernden Energiekrise bis Ende 2023 gelten sollten.
Wasserstoff soll Stromknappheit verhindern: Experten sehen besseren Weg
Für den Umsteig auf eine regenerative Energieversorgung plant das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) den Bau und Betrieb mehrerer Wasserstoffkraftwerke. Diese sollen kurzfristig Leistung liefern, wenn Wind- und Sonnenenergie nicht ausreichen, um das Netz stabil zu halten. Doch sind Experten laut heise.de überzeugt, es gebe eine einfachere Methode, als diese Dunkelflauten zu überbrücken: Demnach könnte eine Flexibilisierung des Strommarktes einen Großteil der Lastspitzen einebnen und dadurch das Netz stabilisieren.
Kraftwerksstrategie der Bundesregierung steht fest
Im Zuge der Energiewende hat das BMWK eine Strategie präsentiert, wie der Übergang zu einem regenerativen Stromnetz und dessen Betrieb aussehen könnten. Für die häufig thematisierte Netzstabilität sieht das Ministerium eine Reihe von Gaskraftwerken vor, die mit grünem Wasserstoff betrieben werden sollen. Gaskraftwerke liefern nach dem Start innerhalb weniger Minuten ihre volle Leistung, ganz im Gegensatz zu anderen Kraftwerkstechnologien.
Bis 2028 sieht die Strategie vor, 4,4 Gigawatt Leistung durch Gaskraftwerke auf Wasserstoffbasis bereitzustellen. Sie sollen nahe bestehender Wasserstoffproduktionsanlagen entstehen, um die benötigte Infrastruktur gering zu halten. Wasserstoff-Hybrid-Kraftwerke sollen weitere 4,4 Gigawatt erzeugen. Diese produzieren den benötigten Wasserstoff selbst durch integrierte Elektrolyseure, die von Wind- oder Sonnenenergie angetrieben werden. Zu guter Letzt setzt die Strategie auf H2-ready-Kraftwerke. Das sind Gaskraftwerke, die vorerst mit Erdgas arbeiten, bis 2035 jedoch auf den Wasserstoffbetrieb umgerüstet werden müssen. Diese knapp 24 Gigawatt reichen laut Plan des BMWK für die Überbrückung von Dunkelflauten aus.
Vermeiden statt überbrücken
Verschiedene Professoren für Energiesysteme sehen diese Einschätzung jedoch als überholt an. Statt die Lastspitzen und Dunkelflauten mit mehr Leistung zu überbrücken, sollte der Strommarkt flexibilisiert werden. Dafür sehen sie vor allem dynamische Stromtarife für die Verbraucher als sinnvoll an. Durch diese würde ein Anreiz geschaffen, energetische Stoßzeiten zu vermeiden – und das Netz bleibt stabil.
Für den Durchschnittsverbraucher ist es allerdings kompliziert, die eigenen Verbräuche händisch auf die Strompreise anzupassen. Die Experten sehen das Potenzial, diese Verantwortung an eine andere Person abzugeben, einen sogenannten Aggregator. Dieser soll aus der Ferne das Lastenmanagement des Kunden steuern und so die besten Strompreise nutzen.
Christian Rehtanz von der Technischen Universität Dortmund hat dazu laut heise.de bereits eine Idee. Er sieht Technologieriesen wie etwa Amazon in der Position, die Rolle des Aggregators zu übernehmen. Durch die Menge an Daten, die diese Unternehmen bereits von vielen Bürgern haben, könnten sie Lasten vieler Haushalte in Verbindungen setzen und intelligent steuern.
Kein Markt für Kurzzeitkraftwerke
Trotz cleverer Lösungen wie dem geschickten Lastspitzenmanagement kann Deutschland wohl nicht auf neue Kraftwerke verzichten. Doch der Betrieb der benötigten Kurzzeitkraftwerke für die Überbrückung von Dunkelflauten ist in Deutschland bislang nicht rentabel. Es ist also wichtig, Anreize zu schaffen, diese Kraftwerke zu bauen und zu betreiben.
Wie nicht anders zu erwarten, schon wieder Entscheidungen von dieser Regierung, welche die Energiepreise verteuern werden!!
Ampel einigt sich: Bund fördert auch neue Holz- und Pelletheizungen
Nicht nur wer sich eine Wärmepumpe einbaut, kann auf Förderung vom Staat setzen. Die Koalitionäre wollen auch Biomasse-Anlagen bezuschussen. Allerdings gibt es bei einer Hilfskomponente Bedingungen.
Auch der Einbau neuer Holz- und Pelletheizungen soll künftig gefördert werden. "Um alle auf dem Weg zur Klimaneutralität zu unterstützen, fördern wir den Einbau klimafreundlicher Heizungen mit bis zu 70 Prozent der Investitionskosten - das gilt auch für Holz- und Pellet-Heizungen", sagte SPD-Fraktionsvize Matthias Miersch der "Neuen Osnabrücker Zeitung" (NOZ). Die Ampel-Fraktionen hätten ihren Streit darüber beigelegt. Der Haushaltsausschuss müsse am Mittwoch noch zustimmen.
Wer ab dem 1. Januar eine neue Holz- oder Pelletheizung anschafft, der habe wie bei Wärmepumpen einen Anspruch auf Grundförderung von 30 Prozent der Kosten, erläuterte Miersch. Auch die Sozialkomponente von bis zu weiteren 30 Prozent Erstattung bei niedrigen Einkommen sei für Biomasse-Anlagen möglich.
Den zusätzlichen "Klimageschwindigkeitsbonus" von maximal 20 Prozent soll es für Holzheizungen allerdings nur geben, wenn sie mit einer Solarthermie oder Wärmepumpe ergänzt werden, wie die Zeitung unter Berufung auf Ampel-Fraktionskreisen berichtete.
Kommunale Wärmeplanung soll rasch durch Bundestag
Derweil hat sich die Ampel-Koalition auch auf Regelungen für die kommunale Wärmeplanung verständigt. Das entsprechende Gesetz ist eine Grundlage für klimafreundlicheres Heizen und soll noch diese Woche im Bundestag beschlossen werden, wie die Fraktionen mitteilten. Städte und Gemeinden sollen eine Wärmeplanung vorlegen, damit Hauseigentümer wissen, ob sie an eine klimafreundliche Versorgung etwa mit Fern- oder Nahwärme angeschlossen werden können.
In großen Städten soll dies bis Mitte 2026 der Fall sein, kleinere Kommunen haben bis 2028 Zeit. Erst dann müssen Eigentümer ohne einen solchen Anschluss dafür sorgen, dass sie die im Heizungsgesetz (Gebäudeenergie-Gesetz) vorgeschriebenen 65 Prozent erneuerbare Energie etwa über eine Wärmepumpe selbst einsetzen.
Die FDP betont, dass die Kommunen bei ihrer Wärmeplanung sowohl Biomasse, Wasserstoff oder Wärmepumpen in großem Maßstab einsetzen können. "Den Kommunen bieten sich jetzt sehr viel größere Spielräume, um beispielsweise Biogas und Wasserstoff für die Wärmeversorgung zu nutzen", sagte Vize-Fraktionschef Lukas Köhler. Auch habe man die Kosteneffizienz als Kriterium bei der Wärmeplanung gestärkt.
Nur in Liechenstein und Belgien höher: Deutsche Haushalte zahlen im EU-Vergleich mit die höchsten Strompreise
Deutsche Haushalte mit einem Jahresverbrauch von weniger als 2500 Kilowattstunden müssen einen Kilowattstunden-Preis von 45,36 Cent bezahlen. In Spanien ist es nur die Hälfte.
Die deutschen Strompreise für Privathaushalte zählen zu den höchsten im EU-Vergleich. Besonders hohe Kosten fallen für kleine und mittlere Haushalte mit einem Jahresverbrauch unter 5000 Kilowattstunden an, wie aus einer von der Linksfraktion in Auftrag gegeben Datenabfrage des Statistischen Bundesamtes hervorgeht, die dem Redaktionsnetzwerk Deutschland vorliegt. Demnach war der Verbraucherstrompreis für Ein-Personen-Haushalte im ersten Halbjahr 2023 nur in Liechtenstein und Belgien höher.
Konkret zahlten deutsche Haushalte mit einem Jahresverbrauch von weniger als 2500 Kilowattstunden - in der Regel Ein-Personen-Haushalte oder zu zweit lebende Rentner - einen Kilowattstunden-Preis von 45,36 Cent. In Liechtenstein fielen 46,35 Cent pro Kilowattstunde an, in Spanien dagegen weniger als die Hälfte.
Von Deutschlands Nachbarn weist in dieser Kategorie lediglich Belgien mit 45,59 Cent pro Kilowattstunde höhere Preise auf, während die Preise in Polen (19,92), Frankreich (27,35) und auch Österreich (29,88 Cent) deutlich unter dem deutschen Preis lagen. Der Durchschnitt aller 27 EU-Länder lag bei 31,88 Cent pro Kilowattstunde.
Auch bei einem jährlichen Stromverbrauch zwischen 2500 und 5000 Kilowattstunden, was für durchschnittliche Familien zutrifft, rangierten die deutschen Strompreise mit 41,25 Cent pro Kilowattstunde EU-weit weit vorn: Nur in den Niederlanden, in Liechtenstein, Belgien und Rumänien war der Strom für Privatverbraucher teurer. Der EU-Schnitt lag in der ersten Jahreshälfte bei 28,9 Cent pro Kilowattstunde.