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Energiepolitik
Streit mit Spanien um Westsahara: Sorge um Gas für Europa aus Algerien
Spaniens Entscheidung, hatte viele überrascht und sorgt bis heute für Aufruhr. Madrid stellt sich im Konflikt in der Westsahara weitgehend hinter die Position Marokkos - für eine autonome Provinz vorwiegend unter marokkanischer Verwaltung. Darauf hat Algerien mit Konsequenzen für den Handel reagiert.
Euronews-Journalistin Lucia Riera aus dem spanischen Team und Euronews-Journalist Amine Bezzaz, der aus Algerien stammt, haben nachgefragt.
Die Entscheidung Algeriens, den Freundschaftsvertrag mit Spanien wegen des Streits um die Westsahara auszusetzen, lässt in Europa die Alarmglocken schrillen. Dabei machen vor allem die Gaslieferungen Sorgen.
Aber das ist nicht das einzige Problem, das durch die diplomatische Krise verursacht wird; es gibt auch direkte wirtschaftliche Auswirkungen auf etwa 500 Unternehmen in beiden Ländern.
Von dem Handelsstreit betroffen ist Fernando Garay, er leitet das spanische Unternehmens Vitrinor, dem Aufträge im Wert von rund 200.000 Euro storniert wurden.
Der Geschäftsführer Garay erklärt die Probleme seiner Firma: "Wir sind natürlich sehr besorgt. Wir haben eine Woche der Verzweiflung hinter uns, weil wir von unserem Vertriebshändler keine positiven Informationen erhalten haben, die uns Hoffnung geben. Natürlich wird unser Produkt, das Küchengeschirr, weiterhin in Algerien gebraucht werden, aber natürlich haben wir eine große Konkurrenz, von der wir wissen, dass sie unsere Lücke in kürzester Zeit füllen wird, und dann ist es wirklich kompliziert, diese Tätigkeit wieder aufzunehmen".
Handel mit Düngemittel, Pflanzenöl, Datteln und Fisch betroffen
In Algerien warnte der Handels- und Handwerkerverband vor den Auswirkungen der algerischen Entscheidung auf eine Reihe von Importen und Exporten - darunter Düngemittel, Pflanzenöl, Datteln und Fisch.
Der Verband rief außerdem dazu auf, die lokale Produktion zu fördern, um negative Folgen der Aussetzung des Abkommens mit Spanien zu vermeiden. Spanien ist nach China, Frankreich, Italien und Deutschland der fünftgrößte Lieferant Algeriens ist.
All dies bedeutet für Spanien einen potenziellen Verlust von fast 2 Milliarden Euro - dem Wert der Ausfuhren nach Algerien im Jahr 2021.
Laut dem spanischen Unternehmerverband sind vor allem Halbfertigprodukte betroffen.
90 % des Exports von Algerien nach Spanien ist Gas
Das wichtigste Produkt, das Algerien nach Spanien exportiert, ist Erdgas...
Die Gasausfuhren machen 90 % der gesamten algerischen Ausfuhren nach Spanien aus, so dass Algerien nach Ansicht von Experten nicht am meisten durch die Aussetzung des Abkommens geschädigt wird.
Wirtschaftsexperte Omar Haroun erklärt: "Die größten Verlierer des Einfrierens des algerisch-spanischen Abkommens sind die spanischen Unternehmen, da der größte Teil der algerischen Exporte aus Gas und Öl besteht und mehr als 90 % der Gesamtausfuhren ausmacht. Es gibt zwei Gaspipelines, die Europa mit Gas versorgen, eine direkte Pipeline zwischen Algerien und Spanien mit einer Kapazität von 12 Milliarden Kubikmetern (pro Jahr) und eine weitere zwischen Algerien und Italien mit einer Kapazität von 32 Milliarden Kubikmetern".
Allein diese algerischen Exporte nach Spanien beliefen sich im Jahr 2021 auf 4,4 Milliarden Euro. Die Europäische Union hat erklärt, dass die Entscheidung Algeriens einen Verstoß gegen das EU-Handelsrecht darstellen könnte.
Das algerische Außenministerium versicherte jedoch in einer Erklärung, dass es all seinen Verpflichtungen im Zusammenhang mit den Gasexporten nach Spanien nachkommen werde.
Große Auswirkungen für Industrie und Verbraucher: Bund kurz vor Alarmstufe des nationalen Notfallplans Gas
Die Bundesregierung bereitet die Branche auf die Ausrufung der zweiten Stufe des Notfallplans Gas vor. Sie würde die Regeln an den Gasmärkten stark verändern.
Die Bundesregierung stimmt die Energiebranche hinter den Kulissen darauf ein, dass innerhalb weniger Tage die zweite von drei Knappheitsstufen des Notfallplans Gas ausgerufen werden könnte. Die endgültige Entscheidung steht aber offenbar noch aus. Das hätte gravierende Auswirkungen auf den Gasmarkt:
Die jüngst vom Bundestag verabschiedete Novelle des Energiesicherungsgesetzes (EnSiG) erlaubt im Falle der „Alarmstufe“ sehr zügige Preiserhöhungen bis auf das aktuelle Marktniveau – unter Missachtung bestehender Verträge (Background berichtete).
Gesetzliche Voraussetzung ist neben Ausrufung der zweiten Stufe, dass die Bundesnetzagentur erhebliche Importmengenreduzierungen feststellt. Diese Lage ist faktisch eingetreten.
Das Recht, hohe Preise sofort weiterzugeben
Das resultierende Recht, hohe Preise quasi sofort weiterzugeben, betrifft Verträge mit Händlern, Industrie, Gewerbe und privaten Verbrauchern gleichermaßen. Viele Kunden, aber auch Zwischenhändler, sind durch langlaufende Kontrakte und Kündigungsfristen etwas geschützt und werden derzeit lediglich schrittweise und stark verzögert mit dem hohen Preisniveau konfrontiert.
Die Zeitung „Welt“ hatte gestern Abend berichtet, dass die Branche laut Bundesregierung „davon ausgehen“ solle, dass die Ausrufung der Alarmstufe demnächst erfolge. Wirtschaftsstaatssekretär Patrick Graichen habe mit dieser Ankündigung die 55 Mitglieder des Vorstands des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) adressiert.
Regierungskreise: Bericht korrekt, aber Entscheidung noch nicht gefallen
Mehrere Personen aus Regierungskreisen bestätigten die „Welt“-Darstellung im Gespräch mit Tagesspiegel Background noch am Abend. Die Ausrufung der Alarmstufe werde tatsächlich sehr ernsthaft erwogen. Eine Quelle betonte, eine endgültige Entscheidung sei ihres Wissens noch nicht gefallen. Eine andere Person unterstrich hingegen, sehr vieles zeige in Richtung der Verschärfung. Die „Welt“ schrieb, Graichen habe vorgetragen, die Versorger sollten sich darauf vorbereiten, dass die Ausrufung der Alarmstufe innerhalb von fünf bis zehn Tagen erfolge.
Hohe Preise ohne Turbulenzen an Gasmärkten
Das BMWK kann eigenmächtig die Alarmstufe ausrufen und richtet sich dabei nach einem nicht genau objektivierbaren Kriterienkatalog. Einer der genannten Punkte: Eine „hohe Gefahr langfristiger Unterversorgung“. Gegen die Ausrufung der Alarmstufe spricht, dass die Lage an den Handelsplätzen nicht dramatisch eskaliert ist. Gas zur Lieferung im Juli kostete gestern Abend in den Niederlanden (TTF) 126 Euro pro Megawattstunde.
Das sind knapp 50 Euro mehr als vor gut einer Woche, allerdings mussten Anfang März zeitweise deutlich über 200 Euro gezahlt werden. Die Winterkontrakte sind derzeit günstiger als die Juli-Lieferung, die Märkte antizipieren also auch keine Eskalation in der Kälteperiode.
Die drei Stufen des Notfallplans
Die Stufe eins des Notfallplans („Frühwarnstufe“) wurde Ende März aktiviert und führt vor allem zu einer genaueren Beobachtung der Lage. Die Stufe zwei sieht ein noch deutlich verschärftes Monitoring auch durch die Netzbetreiber und die Abstimmung mit der Europäischen Kommission vor.
Wichtiger: Die Ferngasleitungsbetreiber greifen mit einigen Maßnahmen ein. Das Netz soll als Puffer genutzt werden, um Schwankungen auszugleichen. Die Transportkapazitäten sollen zudem gezielt optimiert und externe Regelenergie kann angefordert werden. Mit Abstand die einschneidendste Maßnahme – die schnelle Weitergabe hoher Preise laut EnSiG – ist wie erwähnt erst neuerdings mit dieser Stufe verbunden.
Stufe drei („Notfallstufe“) ist für den Fall vorgesehen, dass die preisbasierte Verteilung durch die Märkte aufgrund von extremer physischer Knappheit de facto kollabiert – Essenz ist, dass die Bundesnetzagentur als „Bundeslastverteiler“ Gas wenn nötig hoheitlich zuteilt. (mit dpa)
Unsere Unfähige, Scheinheilige und zögerlich handelnde Regierung wird mit seiner Energiepolitik kolabieren!!!
Die Brennstäbe hätten schon vorausschauend vor 4 Monaten bestellt werden können!!! Die möchten keine Kernenergie, um jeden Preis!!!
Fracking von Gas in Deutschland als Alternative?
In Deutschland bleiben große Gasvorkommen bislang ungenutzt. Die Regierungspartei FDP will deshalb das bisher verbotene Fracking auf den Prüfstand stellen. Ein DW-Gespräch über Risiken und Chancen von Fracking.
DW: Russland dreht den Gashahn zu. Flüssigerdgas (LNG) aus Übersee soll die gröbsten Versorgungslöcher stopfen. In Deutschland werden riesige Gasreserven vermutet, die durch Fracking gewonnen werden könnten. Das aber ist seit fünf Jahren verboten, aus Gründen des Umweltschutzes. Welche Meinung haben Sie als Geologe zum Thema Fracking in Deutschland?
Wie groß sind denn eigentlich die Gasvorkommen hierzulande? Es heißt ja, dass der deutsche Gas-Bedarf auf Jahre gedeckt werden könnte?
Wir brauchen im Jahr in Deutschland ungefähr 86 Milliarden Kubikmeter. Die vermuteten Gas-Ressourcen werden auf ungefähr 1,36 Billionen Kubikmeter geschätzt, also ein Vielfaches mehr. Damit könnte über die kommenden Jahrzehnte ein erheblicher Beitrag zur Energie- und Rohstoffversorgung Deutschlands mit heimischem Erdgas geliefert werden. Aber wegen des Fracking-Verbots ist nicht genau geklärt, wie groß die Gasvorräte an Schiefergas tatsächlich sind und wieviel gewinnbar ist.
Es gibt also noch einen gewaltigen Erkundungs-Bedarf. Wie lange würde es dauern, bis die Gasförderung beginnen könnte?
Der Erkundungs-Bedarf ist überschaubar, weil man ja Vorausberechnungen macht, wo welche Gesteine sind und welchen Temperaturen die im Untergrund ausgesetzt sind. Es gibt bereits Modellierungen und Voraussagen, wo ein erhöhtes Potenzial von Schiefergas ist und wo nicht. Generell haben wir in Deutschland zwei Arten von Ressourcen: Einerseits die sogenannten dichten Gas-Lagerstätten. Dort ist das Gas in einem Sandstein im Untergrund gefangen und kann mit den Fracking-Methoden, die man 50 Jahre bis zum Fracking Moratorium 2011 in Deutschland angewandt hat, gewonnen werden. Und zudem gibt es das Schiefergas, das seit einigen Jahrzehnten in den USA und anderen Ländern erschlossen wird.
In den USA gab es ja die große Wende: Die USA waren Netto-Energie-Importland. Jetzt sind die USA eines der weltgrößten Exportländer, weil sie durch technische Innovation in der Lage waren, seit den 2000er Jahren diese Schiefergas-Lagerstätten anzubohren und zu fracken. Und Schiefergas haben wir hier auch. Die Technologien sind ebenfalls vorhanden. Man müsste nur wenige Jahre investieren, um Ressourcen-reiche Schiefergas-Gebiete einzugrenzen, die nachher als Lagerstätte gefördert werden könnten.
Wenn ich Sie richtig verstehe: Egal wie man zum Thema Fracking steht, in der akuten Notlage könnte uns das sowieso nicht helfen?
Bis zum nächsten Winter könnte uns Fracking von Schiefergas nicht helfen, weil die Aufsuchung und Gewinnung Zeit benötigt und wir ja Richtlinien, Umwelt-Vorgaben und Genehmigungs-Prozesse haben. Da müssen wir auf das zurückgreifen, was wir haben und stillgelegt haben. Die Frage aber ist, wie lange die Notlage dauern wird.
Außerdem muss man differenzieren zwischen dem Gas im Sandstein, was gefrackt wurde und dem im Schiefer. Beim Sandstein weiß die Industrie eigentlich relativ gut, wo noch Potenziale in Deutschland sind. Denn die wurden ja bereits erkundet, aber nicht vollständig gehoben wegen des Fracking-Verbots in Deutschland. Die Gewinnung von Erdgas aus gefracktem Schiefer ist in Deutschland gesetzlich verboten.
In anderen Ländern wird gefrackt, beispielsweise in den USA. Von dort könnten wir ja demnächst vielleicht etwas LNG-Gas beziehen. Aber reichen wird das nicht, weil wir als Industrieland viel Erdgas importieren. Auch in der Geothermie wird gefrackt. Der letzte Frack in der Geothermie, glaube ich, in Deutschland war letztes Jahr.
Zur Gewinnung von Erdwärme ist Fracking also erlaubt?
Genau. Um Geothermie lokal per Fracking zu fördern, muss man ebenfalls strengen Genehmigungs-Prozessen folgen. Bei der tiefen Geothermie wird ähnlich tief gebohrt wie beim Erdgas, und oft auch in dieselbe Art von Gestein. Und auch bei der Geothermie wird bei manchen Bohrungen die Wegsamkeit des Gesteins in mehreren Kilometern Tiefe durch gezieltes Brechen des Gesteins erhöht. Man fördert salziges Wasser und schützt die Grundwasserstockwerke in den obersten Erdschichten wie beim Erdgas durch einzementierte Stahlrohre. Der Unterschied ist, dass man bei der Geothermie salziges warmes Wasser fördert und wieder in den Untergrund leitet und im anderen Fall Erdgas. Die Geothermie trägt bislang übrigens mit etwa 0,6 Prozent zum Primärenergieverbrauch Deutschlands bei, hat im Wärmesektor aber Potential.
Kommen wir zum Umweltschutz, der in der Diskussion um Fracking eine zentrale Rolle spielt. Halten Sie die Risiken für beherrschbar?
Ja, die Umweltrisiken sind beherrschbar und auch vertretbar. In den letzten 20 Jahren wurde weltweit hundertausendfach gefrackt. Die Technologie wird erfolgreich in anderen Ländern genutzt und würde bei uns auch von den Behörden streng überwacht und kontrolliert. Das LNG-Gas aus den USA, das uns vielleicht zum Teil durch den Winter helfen könnte, wird auch mit dieser Technologie gewonnen. Und auch der Klimaschutz muss berücksichtigt werden, denn die Abscheidung und sichere Lagerung von CO2 im Untergrund wird seit mehreren Jahrzehnten zum Bespiel in Norwegen erfolgreich durchgeführt. Auch die Nutzung des abgeschiedenen Kohlenstoffs im Kreislauf tritt in den Vordergrund - Stichwort CCU (Abscheidung, Transport und anschließende Nutzung von Kohlenstoff).
Wirtschaftsminister Robert Habeck sagt, er würde Fracking alleine schon deshalb nicht befürworten, weil es uns im Moment nicht helfen könnte. Andere sagen, es wäre viel zu viel Aufwand für eine Brückentechnologie ins regenerative Zeitalter. Wie sehen Sie das?
Die Energiewende, wenn sie wie geplant in Deutschland umgesetzt wird, wird ja doch noch Jahrzehnte dauern. Sie braucht nicht nur Strom, sondern Moleküle wie Wasserstoff. Die 77 Prozent Erdgas, Erdöl und Kohle als Primärenergie in Deutschland und die damit verbundene Infrastruktur lassen sich aber nicht über Nacht ersetzen und die Bundesregierung möchte den Bezug von russischem Erdgas rasch beenden.
Die Politik muss bewerten, ob sich eine längere Notlage entwickelt und ob heimisches Erdgas die Versorgungssicherheit erhöht. Der globale Bedarf an Energie aus Erdgas steigt und zudem ist Erdgas auch ein wichtiger Rohstoff für andere Bereiche. Stickstoffdünger beispielsweise wird aus Erdgas hergestellt. Und auch in der chemischen und pharmazeutischen Industrie ist Erdgas ein Grundstoff wie zum Beispiel für den Kunststoff Polyethylen, für Wärmedämmung, Textilfasern in Sportkleidung und für Arzneimittel. Auf den Rohstoff Erdgas wird man so schnell nicht verzichten können.
Das Gespräch führte Klaus Ulrich.
Christoph Hilgers ist Professor für Geologe am Karlsruher Institut für Technologie - KIT. Neben diversen anderen Aktivitäten ist er stv. Vorsitzender des Berufsverbands Deutscher Geowissenschaftler BDG.
Ein Energieloch, das selbst 90 Kohlekraftwerke nicht schließen könnten: Das sind die Gasmangel-Szenarien der Regierung für den Winter
"Gas ist in Deutschland von nun an ein knappes Gut", so fasste Klima- und Wirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) die Lage in der aktuellen Energiekrise am Donnerstagmorgen zusammen. Habeck hatte da gerade die zweite Stufe des Notfallplans Gas bekannt gegeben. Das Ausrufen der sogenannten Alarmstufe sei eine Reaktion auf die Drosselung der Gaslieferungen aus Russland seit dem 14. Juni und das weiterhin hohe Preisniveau auf dem Gasmarkt.
"Die Lage ist ernst, und der Winter wird kommen. Wir dürfen uns nichts vormachen: Die Drosselung der Gaslieferungen ist ein ökonomischer Angriff Putins auf uns", sagte Habeck. "Das wird sich auf die industrielle Produktion auswirken und für viele Verbraucherinnen und Verbraucher eine große Last werden."
Wie groß, ja gigantisch diese Last werden könnte, zeigen Szenarien der Bundesnetzagentur, die diese am Donnerstag veröffentlicht hat.
Liefert Russland weiter Gas oder nicht? Stoppt Deutschland seine Gas-Exporte? Wie viel Gas können wir sparen?
Die Analysten der Bundesnetzagentur haben insgesamt sechs Szenarien entworfen, die sich aus mehreren Grundannahmen ergeben.
2. Stoppt Deutschland seine Gas-Exporte oder nicht? Deutschlands Energieversorger importieren nicht nur Gas, sie exportierten es auch an andere Länder in der EU. Die Bundesnetzagentur macht hier zwei verschiedene Annahmen für ihre Szenarien: Deutschland könnte die Exporte weiterführen – oder stoppen. Die zweite Variante, der Exportstopp, ist jedoch ein hypothetisches Szenario. Wirtschaftsminister Habeck schloss dies am Donnerstag aus; nach Informationen von Business Insider tut dies auch die Bundesnetzagentur.
Denn der europäische Gasmarkt ist wirtschaftlich und gesetzlich miteinander vernetzt: Im Fall einer Notlage hätte etwa die Versorgung österreichischer Krankenhäuser Vorrang vor der Versorgung deutscher Industriebetriebe. Die Bundesregierung sieht es als alternativlos an, dass die EU die Gaskrise gemeinsam bewältigt.
3. Gelingt es Deutschland, seinen Gasverbrauch einzuschränken? Als weiteres Kriterium hat die Bundesnetzagentur die Annahme eingeführt, ob es den deutschen Haushalten und der deutschen Wirtschaft gelingt, Stand Juli dieses Jahres auf 20 Prozent des bisherigen Gasverbrauchs zu verzichten – oder eben nicht. Laut Wirtschaftsminister Habeck hat die Industrie ihren Verbrauch im Vergleich zum Vorkrisenniveau zuletzt um acht Prozent gesenkt. Um dem Szenario der Bundesnetzagentur zu entsprechen, fehlt also noch einiges an Einsparungen.
Wenn diese Szenarien eintreten, droht Deutschland ein teils dramatischer Gasmangel
Insgesamt geben sich aus den Modellierungen der Bundesnetzagentur drei Szenarien, bei der ein teils erheblicher Gasmangel in Deutschland entstehen würde.
1. Russland liefert, Deutschland exportiert weiter Gas: Tritt dieses Szenario ein, würde sich ab Februar 2023 eine Gaslücke von 19 Terawattstunden (TWh) in Deutschland auftun. Ein Wert, der der Stromerzeugung aller Wasserkraftwerke in Deutschland zusammen im vergangenen Jahr entspricht. In der Spitze würden etwa 55 Gigawatt Gas fehlen – das entspricht der Leistung von etwa 40 modernen Gaskraftwerken.
2. Russland liefert kein Gas, Deutschland exportiert weiter, der Gasverbrauch wird um 20 Prozent gesenkt: Sollte dieses Szenario eintreten, beliefe sich das Gasdefizit in Deutschland ab Mitte Januar 2023 auf 44 TWh. Das entspricht der Stromzufuhr sämtlicher deutscher Photovoltaikanlagen in die öffentlichen Netze im vergangenen Jahr. Bis zu 70 Gigawatt Gas würden im kommenden Jahr demnach fehlen – eine Leistung, die die komplette deutsche Offshore-Windkraft Schätzungen zufolge erst im Jahr 2045 erreichen soll.
3. Russland liefert kein Gas, Deutschland exportiert weiter Gas: das drastischste aller Szenarien. 107 Terawattstunden würde das Gasdefizit ab Mitte Dezember bis Mai 2023 betragen – das entspräche einem Zehntel des gesamten Gasverbrauchs 2021. Vergleicht man den TWh-Wert des Gasdefizits mit dem deutschen Stromverbrauch, entspräche das einem Fünftel des im gesamten Jahr 2021 verbrauchten Stroms. Über 90 Gigawattstunden Gas würden fehlen – ein Energieloch, das die Leistung von 90 Kohlekraftwerken überträfe.
Den Modellierungen der Bundesnetzagentur zufolge gibt es nur ein Szenario, in dem sowohl keine Gasmangellage vorliegt als auch die deutschen Gasspeicher ausreichen gefüllt sein würden – um den Winter zu überstehen. Die Voraussetzungen dafür wären, dass Russland weiter Gas nach Deutschland liefert und Deutschland seine Gas-Exporte an Drittstaaten einstellt. Letzteres schließt die Bundesregierung allerdings kategorisch aus. In sämtlichen anderen Szenarien würden die deutschen Speicherziele – teils massiv – verpasst werden. Bei gleich zwei Szenarien wären die Speicher im Winter komplett leer.
Energie: Kein Land in Europa so verwundbar wie Deutschland
Die Energieversorgung Deutschlands ist einer Studie zufolge im internationalen Vergleich besonders anfällig - sowohl für steigende Preise als auch für Lieferengpässe. Das Mannheimer Wirtschaftsforschungsinstitut ZEW kommt in der am Dienstag veröffentlichten Analyse zu dem Schluss, dass die Bundesrepublik bei der Stromversorgung gemeinsam mit den Niederlanden zu einer „Hochpreisinsel“ wird. Was die Anfälligkeit für ausbleibende Lieferungen betrifft, ist Deutschland demnach gemeinsam mit Italien besonders verwundbar.
Demnach ist die Versorgungssicherheit der drei außereuropäischen großen Volkswirtschaften wegen des Ukraine-Kriegs gar nicht gefährdet. Die Preissteigerungen seien dort bislang „ausgesprochen moderat ausgefallen oder ganz ausgeblieben“, heißt es in dem Papier.
In Europa ist demnach die große Mehrheit der Länder bei ausbleibenden Energielieferungen weniger verwundbar als das von russischem Gas besonders abhängige Deutschland.
„Die Preiseffekte der Energiekrise bei Strom und Gas sind weitgehend auf europäische Standorte beschränkt“, erklärte Studienautor Friedrich Heinemann. Innerhalb Europas gebe es markante Unterschiede. „Deutschland wird zusammen mit den Niederlanden immer stärker zu einer Hochpreisinsel.“ Nicht nennenswert gestiegen sind die Strompreise laut ZEW-Analyse etwa in Frankreich oder der Schweiz.
Im Falle einer Gasrationierung würden die Bereiche Metallverarbeitung, Chemie und Papier den größten Schaden nehmen. Erhebliche Schäden in weiteren Branchen wären laut ZEW wegen dann fehlender Vorprodukte nicht ausgeschlossen.
„Die Wettbewerber in Übersee haben kein Problem“, resümierte Stiftungsvorstand Rainer Kirchdörfer. „Und die Wettbewerber in Europa können angesichts geringerer Verbrauchsmengen rascher umschichten.“ Sowohl die Stiftung Familienunternehmen als auch das ZEW appellierten an die Bundesregierung: „Die Wirtschafts- und Energiepolitik hierzulande muss daher Antworten auf die Frage finden, wie die Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands für energieintensive Unternehmen erhalten werden kann.“
Verbrenner-Aus: Greenpeace kritisiert Haltung der Grünen
Greenpeace kritisiert die Grünen für die aus Sicht der Umweltschützer aufgeweichte Position im Streit um ein mögliches Aus für neue Verbrenner ab 2035. „Die Grünen scheinen jede Ambition auf Klimaschutz im Verkehr aufzugeben“, sagte Greenpeace-Verkehrsexperte Benjamin Stephan der Deutschen Presse-Agentur. Solange Verkehrsminister Volker Wissing (FDP) keine wirksamen Maßnahmen vorschlage, seien ehrgeizige Vorgaben aus Brüssel der einzige Weg, um den Klima-Rückstand im Verkehr aufzuholen.
Die Unionsparteien bauen im Gegensatz zu Greenpeace Druck gegen ein Verbot auf. „Ich appelliere an die Bundesregierung, nicht vorschnell Technologien aus dem Markt zu drängen, die Alternativen zum Elektroauto werden können“, sagte Angelika Niebler, Co-Vorsitzende der CDU/CSU-Gruppe im Europaparlament der dpa. Man wisse heutzutage noch nicht, welche Entwicklungssprünge synthetische Kraftstoffe (E-Fuels) eventuell machten.
„Der Markt allein wird das nicht richten“
Vor zehn Jahren stand an Deutschlands Küsten die modernste Offshore-Windkraft-Industrie der Welt. Von diesem Technologievorsprung blieb nur wenig übrig, nachdem die damalige Bundesregierung aus Union und SPD die Ausbauziele für Offshore-Windparks deutlich reduziert hatte.
Nun wiederum soll angesichts der Energiekrise durch ausbleibende und mittelfristig ohnehin unerwünschte Gaslieferungen aus Russland die Stromerzeugung auf dem Meer wieder stärker ausgebaut werden als je zuvor, so der Plan der regierenden Ampelkoalition – doch keine deutsche Werft stellt derzeit noch Konverterstationen oder Errichterschiffe für Offshore-Windparks her, auch Zulieferunternehmen im Inland berichten über Engpässe.
Daniel Friedrich (46), Bezirksleiter der IG Metall Küste in Hamburg, und Karina Würtz (41), Geschäftsführerin der Stiftung Offshore-Windenergie, sagen, was geschehen muss, damit Unternehmen wieder Vertrauen in den Offshore-Windkraft-Markt fassen. Der Bundestag wird die Neufassung des Windenergie-auf-See-Gesetzes wohl noch Anfang Juli vor der Sommerpause beschließen.
WELT AM SONNTAG: Die Bundesregierung reagiert auf die neue geopolitische Situation und will die Leistung an Offshore-Windkraft im deutschen Teil von Nord- und Ostsee bis 2030 vervierfachen bis 2045 verneunfachen. Doch die deutsche Wirtschaft ist darauf nicht entsprechend vorbereitet. Was nun?
Karina Würtz: Es gibt dabei einige ausgewiesene Engpässe, zum Beispiel bei den Fachkräften und auch bei den Produktionskapazitäten. Weltweit gibt es etwa nur wenige hoch spezialisierte Gießereiunternehmen wie etwa Siempelkamp in Nordrhein-Westfalen, die hochpräzise Gussteile für die nächste Generation von Offshore-Windturbinen herstellen können. Solche Unternehmen können und wollen ihre Kapazitäten nicht einfach nur anhand politischer Zielsetzungen ausbauen – wenn sie dann erleben müssen, wie die Ausbauziele politisch wieder kassiert werden.
Genau das ist im vergangenen Jahrzehnt mit der Offshore-Windkraft in Deutschland passiert. Es braucht einen sehr belastbaren Auftragsbestand und Projekt-Perspektiven, um solche kostspieligen Kapazitäten aufzubauen. Hinzu kommt: Auch andere Offshore-Märkte weltweit mit signifikanten Küstenlinien werden stark wachsen, in Asien wie auch in den USA, in Südamerika und in Australien. Das bedeutet für Deutschland zusätzliche Konkurrenz um knappe Kapazitäten, etwa auch um Monopiles, also die Stahlfundamente für Offshore-Windturbinen.
Daniel Friedrich: Wir haben in Deutschland im vergangenen Jahrzehnt nach einem ersten Boom beim Ausbau der Offshore-Windkraft Stopp und Stillstand erlebt. Nun stellt sich die Frage: Macht die Bundesregierung jetzt echte Industriepolitik und schafft eine belastbare Grundlage für dieses hochkomplexe Geschäft? Klar ist: Der Markt allein wird das nicht richten – jedenfalls nicht so, dass wir anschließend ein hohes Maß an Wertschöpfung für die Offshore-Windindustrie in Deutschland und in Europa haben werden.
WELT AM SONNTAG: Seit Ende des vergangenen Jahrzehnts gingen vor allem an den Küsten etliche Unternehmen und Arbeitsplätze der Offshore-Windkraft-Branche wieder verloren – und müssen jetzt mühsam neu aufgebaut werden.
Friedrich: Die damalige „Strompreisbremse“ von Bundesumweltminister Peter Altmaier (CDU) brachte den beteiligten Unternehmen in der Tat viel Unsicherheit, ebenso die Umstellung des Ausschreibungssystems für neue Offshore-Windparks. Die Nachfrage nach Komponenten und Dienstleistungen brach ein, die Unternehmen bauten ihre Kapazitäten wieder ab, manch eines meldete Insolvenz an. Wir brauchen an diesem komplizierten Markt aber Beständigkeit.
WELT AM SONNTAG: Könnte Deutschland hier bei einer Schlüsseltechnologie abgehängt werden, wie es bei der Digitalisierung oft der Fall war oder auch bei der Solarenergie?
Würtz: Wenn in den aktuellen anstehenden Gesetzen wie dem Windenergie-auf-See-Gesetz die Rahmenbedingungen richtig gesetzt werden, kann das eine große Dynamik auslösen. Allerdings kann die Bundespolitik hier auch viel falsch machen. Die industriepolitische Steuerungswirkung der bisher vom Gesetzgeber vorgeschlagenen Auktionssysteme kann weder industrie- noch klimapolitisch gewollt sein. Es wäre sinnvoll, die breite Kritik ernst zu nehmen, die Unternehmen und Verbände daran üben.
WELT AM SONNTAG: Welche Art von Sicherheit wollen denn die Unternehmen von der Politik haben?
Würtz: Es geht sehr stark zum Beispiel um Ausschreibungsbedingungen, die für die Betreiber von Offshore-Windparks, aber auch für die Hersteller von Offshore-Komponenten und von Dienstleistungen in Deutschland – und auch in Europa – einen attraktiven Markt entstehen lassen. Das kann zum Beispiel dadurch geschehen, dass Preisdeckel für den Offshore-Strom nicht so niedrig gesetzt werden, dass sich eine Produktion der dafür nötigen Anlagen eigentlich nur noch in Billiglohnländern lohnt.
Der Gesetzgeber hätte auch die Möglichkeit, über bestimmte ökologische Kriterien – wie etwa den Ausstoß von Treibhausgasen – die Produktion in Europa attraktiver zu machen. Es kann weder industrie- noch klimapolitisch gewollt sein, wenn zum Beispiel Fundamente für die Windturbinen in Fernost unter ganz anderen ökologischen Rahmenbedingungen produziert und dann zu uns nach Europa transportiert werden.
WELT AM SONNTAG: Ein Nadelöhr sind auch die deutschen Seehäfen.
Würtz: Die deutschen Seehafenbetriebe und Werften haben sich teilweise in den 2010er-Jahren finanziell stark engagiert – dann erlitten sie Schiffbruch, als der Ausbau der Offshore-Windenergie in Deutschland zum Erliegen kam. Heutzutage wären wegen der immer größer und schwerer werdenden Turbinenteile substanzielle Investitionen nötig, zum Beispiel in Schwerlastkajen.
Die Mittel dafür können die Betriebe faktisch nicht allein aufbringen. Hier müsste die öffentliche Hand unterstützen, um die absehbar große Menge an Offshore-Komponenten für die deutschen Seegebiete zumindest zu einem hohen Teil auch über deutsche Häfen zu verschiffen – und nicht vorrangig über dänische und niederländische Häfen. In den Häfen geht es ja später auch um den Abbau und um das Recycling von Offshore-Anlagen.
WELT AM SONNTAG: Brauchen etwa die heimischen Werften auch finanzielle Unterstützung der öffentlichen Hand, speziell auch durch Bürgschaften?
Friedrich: Davon gehe ich angesichts vieler notwendiger Großprojekte für die Offshore-Windkraft aus, vor allem bei den sehr teuren Konverterstationen für den Anschluss von Offshore-Windparks an das Landstromnetz. Viele Banken haben sich aus der Finanzierung von Werften und Schifffahrt schon seit der Welt-Finanzmarktkrise 2009/2010 zurückgezogen. In Deutschland baut derzeit keine Werft mehr Konverterstationen, so wie Nordic Yards in Mecklenburg-Vorpommern im vergangenen Jahrzehnt.
Ein Ergebnis dessen ist: Der Netzbetreiber Tennet lässt die neue Konverterstation „BorWin6“ für den deutschen Offshore-Markt in China und Indonesien bauen und sie auch mithilfe des chinesischen Staates finanzieren. Die wird dann um die halbe Welt nach Deutschland transportiert. Weitsichtig ist das nicht.
WELT AM SONNTAG: Was muss in das Windenergie-auf-See-Gesetz aus Ihrer Sicht noch hinein, das bislang nicht drinsteht?
Würtz: Es gibt zur Teilnahme an den Auktionen für neue Offshore-Windparks bislang keine sogenannten „Prä-Qualifikationskriterien“. Das kann bei den Auktionen unbeabsichtigt dazu führen, europäische Hersteller von Komponenten zu „pönalisieren“, sie finanziell zu bestrafen. Auch könnte es dann passieren, dass kleinere Betreiber, die auf Projektfinanzierung angewiesen sind, von der Teilnahme an den Auktionen ausgeschlossen werden. Auch die aktuell so bedeutsame Inflation und ihre Effekte auf die Kosten für den Bau und Betrieb von Offshore-Windparks sind nicht berücksichtigt. Das muss dringend geändert werden.
Energieversorgung : Der 100-Milliarden-Markt: So werden Energiekonzerne zu Öko-Pionieren
Russland-Konflikt und Klimawandel fordern Energiekonzerne heraus – und verlangen mehr Engagement für erneuerbare Rohstoffe. Drei Beispiele zeigen, welches Potenzial das hat.
Nachhaltige Energieversorgung gewinnt bei europäischen Unternehmen rapide an Bedeutung. Der Markt für Energielösungen dürfte sich bis 2035 vervierfachen. Das geht aus einer bislang unveröffentlichten Studie der Strategieberatung PwC Strategy& hervor, die dem Handelsblatt exklusiv vorliegt. Laut der Prognose steigt der Marktwert für Energielösungen zwischen Unternehmen (B2B) von derzeit 25 Milliarden bis 2035 auf 100 Milliarden Euro.
Auch der Klimawandel erhöht den Druck auf Regierungen, die Gesetzgebung weiter zu verschärfen. Die Bundesregierung hat daher gerade den Weg frei gemacht für den massiven Ausbau der Öko-Energien. Bis 2030 soll grüner Strom 80 Prozent am Energiemix ausmachen.
Für Energiekonzerne heißt das: Das Geschäft mit fossilen Rohstoffen dürfte in absehbarer Zeit der Vergangenheit angehören. Wer bestehen will, braucht neue Geschäftsmodelle.
Wie aber gelingt die Transformation? Das Handelsblatt hat Unternehmensberater befragt, wie sich große Konzerne am besten neuen Geschäftskonzepten nähern und wie sie von agilen Start-ups profitieren können. Zudem berichten Jungunternehmer, wie sie in wichtigen Zukunftsfeldern mit etablierten Firmen zusammenarbeiten.
Cozero: CO2 einsparen mit Software-Unterstützung
Klar ist: Sowohl äußere Umstände als auch Investoren und Kunden fordern von Unternehmen, schnell klimafreundlich zu werden. Axel von Perfall, Director bei Strategy& und einer der Autoren der Studie, sagt: „Kunden sind zunehmend aufgeklärt und eher bereit zu vergleichen. Die Marke ist nicht mehr alles.“ Unternehmen stünden unter zunehmendem Druck, kosteneffiziente und CO2-neutrale Energielösungen umzusetzen.
Entsprechend geben mittlerweile zahlreiche Unternehmen konkrete Zieljahre an, bis zu denen sie klimaneutral sein wollen. Doch die Sache hat einen Haken: Es ist kompliziert, seriös zu ermitteln, wie hoch der eigene CO2-Fußabdruck ist und welche Maßnahme ihn wie stark senkt.
Dieses Thema kann für die Energiekonzerne zu einem wichtigen Zukunftsfeld werden. Aktiv ist hier bereits das Berliner Start-up Cozero. Gründerin Helen Tacke hat zuvor bei einem Frühphasen-Investor gearbeitet und dort die Marktlücke entdeckt: „Mir ist klar geworden, dass viele Unternehmen ihre Emissionen manuell in Excel-Listen erfassen“, sagt sie. Cozero hat deshalb ein digitales Werkzeug entwickelt, das die Emissionen von Unternehmen bilanziert.
Tacke und ihre Mitgründer Fabian Schwarzer und Tiago Taveira sind zwar jung und wollen bestehende Strukturen aufbrechen. Ihre Herangehensweise passt allerdings zu ihrem BWL-Hintergrund. „Unsere Software hilft den Unternehmen, ihren Dekarbonisierungspfad zu planen und zu budgetieren“, sagt Tacke.
Cozero ermittle für die Unternehmen einen sogenannten Return on Climate Investment: „Wie viel CO2-Reduktion bringt eine Maßnahme wie etwa die Umstellung auf nachhaltigen Kunststoff pro investiertem Euro?“, sagt Tacke. Damit beantworte die Software auch die Frage: „Welchen Klimaschutz kann ich mir leisten?“
Mit einem ähnlichen Anspruch haben die Gründer auch ihr Unternehmen aufgezogen. Statt wie andere Start-ups früh viel Geld von Investoren einzusammeln, suchte sich Cozero sofort Kunden, um sich finanziell selbst zu tragen. Das Geschäftsmodell ähnelt dem von SAP – Kunden zahlen monatlich oder quartalsweise für Lizenzen zur Nutzung einer Software, die eine genaue Buchführung ermöglicht, nur eben über CO2-Emissionen.
Mittlerweile wird die Cozero-Software von 32 Kunden in über 50 Ländern eingesetzt. Auch der Versicherer Gothaer zählt dazu. Sie ermöglicht mit der Cozero-Software wiederum ihren Kunden aus dem Mittelstand, ihren CO2-Ausstoß zu überblicken. Jetzt, da eine solide Basis geschaffen ist, denken die Cozero-Gründer auch über weiter Expansion nach. Tacke sagt: „Jetzt haben wir einen Punkt erreicht, an dem wir eine Finanzierungsrunde für sinnvoll halten.“
GridX: Dezentrale Energielösungen
Investitionen in innovative Ideen sind laut der Studie ein weiterer zentraler Faktor bei der Transformation der Energiewirtschaft. In der Studie heißt es: „Wir betrachten Fusionen und Übernahmen als essenziell für Konzerne, die schnell ihre Präsenz im Markt für Energielösungen ausbauen wollen.“
2021 habe es 70 Prozent mehr Übernahmen im Bereich Energielösungen gegeben als im Jahr zuvor. In den kommenden zwölf bis 24 Monaten erwarten die Autoren einen weiteren starken Anstieg solcher Aktivitäten. Große Energieversorger seien besonders aktiv bei Fusionen und Übernahmen, darunter zum Beispiel die französischen Konzerne Électricité de France (EDF) und Engie sowie das deutsche Energieunternehmen Eon.
„Öl- und Gasunternehmen investieren strategisch in Energiedienstleistungen wie das Laden von Elektroautos, um ihr Geschäftsmodell von fossilen Brennstoffen zu lösen“, heißt es in der Studie. Das zeigt: Nur wer klug investiert, bleibt im Spiel.
Eon hat deshalb beispielsweise im vergangenen Herbst die Mehrheit am Aachener Start-up GridX übernommen. Das Unternehmen entwickelt digitale Plattformlösungen, die dezentrale Energieressourcen wie beispielsweise Elektroautos verbinden, steuern und optimieren.
Konkret kann das bedeuten, den Ladevorgang mehrerer Elektroautos in einem Parkhaus zu koordinieren. Droht das Netz zu überlasten, wird die Ladeleistung durch Software heruntergedimmt. Das ist im Zweifel unproblematisch, da die Autos oft ohnehin länger auf dem Parkplatz stehen, als für die schnellstmögliche Ladung nötig ist.
In der Ausrichtung von Konzernen wie Eon auf derartige neue Lösungen sieht GridX-Gründer David Balensiefen allerdings nur einen ersten Schritt. „Im Energiemarkt stehen wir noch ganz am Anfang der Transformation. Die nächsten Jahre werden entscheidend für viele Unternehmen“, sagt er.
Balensiefen hat eine klare Vision davon, was ein großer Energiekonzern künftig leisten muss: „Ein Unternehmen, das in zehn Jahren führender Energieversorger sein will, muss Energiespeicher, Photovoltaikanlagen und Ladeinfrastruktur verkaufen und betreiben“, sagt er.
Dass etablierte Energieunternehmen sich viel breiter aufstellen müssen, sagt auch Tobias Gehlhaar, Geschäftsführer des Bereichs Grundstoffindustrien, Energie und Versorgungswirtschaft bei der Unternehmensberatung Accenture. Dabei sieht er die entscheidende Stärke der Großkonzerne in den vielen Kundenkontakten, die sie haben. Er sagt: „Für die großen Unternehmen geht es darum, ihre Zugänge zu den Kunden neu zu monetarisieren.“
Das Produktangebot eines Unternehmens könne mit vielen Facetten und angrenzenden Dienstleistungen wachsen. Als Beispiel nennt er die vielen Produkte verschiedener Hersteller, die man über die Plattform Amazon kaufen kann. „So könnten es große Energieversorger künftig auch machen: Lieferanten, Handwerker und alle Services rund um den Kern Energie müssten digital eingebunden sein“, sagt Gehlhaar.
Voltfang: Batterien von Elektroautos als Heimspeicher
Zu den wichtigsten Bereichen, die sich Energiekonzerne künftig erschließen müssen, zählt laut der Studie von PWC Strategy& das Laden elektrischer Fahrzeuge für Unternehmenskunden. Dieser Bereich dürfte laut Studie um 20 bis 30 Prozent pro Jahr wachsen.
Damit verwandt ist eine Technologie, auf die sich ein weiteres Start-up aus Aachen spezialisiert hat. Voltfang hat Partnerschaften mit fünf Batterie- und Fahrzeugherstellern, die gebrauchte Elektroautobatterien liefern. Die Aachener machen daraus Heimspeicher für Privatpersonen oder Unternehmen mit Photovoltaikanlage.
Sie haben bereits Hotels und Bäckereien mit den Batterien beliefert. Gründer David Oudsandji sagt: „Viele Absolventen der RWTH Aachen entwickeln Softwarelösungen für die Umwelt. Aber es braucht auch Hardware, um die Klimaprobleme zu lösen.“
Zustimmung erhält er von einem Aachener Absolventen, der eine Softwarelösung entwickelt hat: GridX-Chef Balensiefen und sein Mitgründer Andreas Booke haben privat in Voltfang investiert. „Der norme Elektroauto-Hochlauf zieht mit ein paar Jahren Verzug auch eine enorme Menge an ausrangierten Batterien nach sich“, sagt Balensiefen. Diese taugten vielleicht nicht mehr für Mobilität, seien aber für Industrie- und Gewerbeanwendungen eine günstige und nachhaltige Alternative.
Dem stimmt Unternehmensberater Gehlhaar zu: „Recycling ist ein riesiges Thema. Dabei ist die zentrale Frage immer: Wie komme ich an den Müll heran? Für dieses konkrete Beispiel könnte eine Skalierung durch Kooperationen mit Autozulieferern wie Bosch ein Ansatz sein.“
Voltfang-Gründer Oudsandij ist dem nicht ganz abgeneigt. Unternehmen wie Bosch, Autohersteller wie VW, BMW und Toyota oder auch Energiespeicherunternehmen seien mögliche Interessenten. „Da wir dieses Jahr noch eine weitere Finanzierungsrunde fahren werden, ist der Einstieg von einem dieser Unternehmen derzeit Thema bei uns“, sagt Oudsandji.
Gaskrise: Union will namentlich über längere Laufzeit von Atomkraftwerken abstimmen
Die Unionsfraktion will im Bundestag angesichts der sich abzeichnenden Gaskrise namentlich über eine längere Laufzeit von Atomkraftwerken abstimmen lassen. CSU-Landesgruppenchef Alexander Dobrindt kündigte am Dienstag an, seine Fraktion werde am Donnerstag parallel zur Abstimmung über eine mögliche längere Laufzeit von Kohlekraftwerken einen entsprechenden Änderungsantrag einbringen. Dieser solle es der Bundesregierung ermöglichen, in der gleichen Systematik auch die Atomkraftwerke länger laufen zu lassen.
Die Unionsfraktion dürfte mit diesem Vorgehen auf die unterschiedlichen Meinungen in der Ampel-Regierung hinweisen wollen. Die FDP hatte den Druck auf die Koalitionspartner SPD und Grüne erhöht, angesichts der steigenden Energiepreise die drei letzten Atomkraftwerke in Deutschland weiter laufen zu lassen. „Es ist dringend an der Zeit, den Weiterbetrieb der Atomkraftwerke für mindestens fünf Jahre zu gewährleisten“, sagte FDP-Vizechef Wolfgang Kubicki kürzlich.
Atomkraftwerke per Rechtsverordnung weiterlaufen lassen
Die Union schlage vor, dass die Bundesregierung per Rechtsverordnung neben den Kohlekraftwerken auch die Atomkraftwerke per Rechtsverordnung weiterlaufen lassen könne, wenn eine Gasmangellage identifiziert werde, sagte Dobrindt. Hintergrund sei, dass alle Szenarien der Bundesnetzagentur eine solche Mangellage im Winter vorhersagten. Man könne nicht „in der Situation der größten Not dann weitere Kapazitäten aus dem Netz nehmen“, sagte er angesichts der geplanten Abschaltung der letzten drei in Deutschland laufenden Atomkraftwerke am 31. Dezember. „Das ist das total falsche Signal und würde Haushalte und Unternehmen zusätzlich belasten.“
Staatsbeteiligung an Gas-Firmen: Merz fordert Exit-Strategie: „Bevor wir das nicht sehen, werden wir nicht zustimmen“
Der Unions-Fraktionschef äußert sich zurückhaltend zu einer möglichen Staatsbeteiligung an Gas-Firmen. Zustimmen werde die Union nur unter einer Bedingung.
Unionsfraktionschef Friedrich Merz (CDU) hat eine Exitstrategie für eine mögliche Staatsbeteiligung zur Stützung von angeschlagenen Gasfirmen angemahnt. Zu den entsprechenden Plänen der Ampel-Regierung habe die Unionsfraktion noch keine abgeschlossene Meinung, da von der Regierung noch keine abgeschlossenen Texte vorlägen, sagte Merz am Dienstag vor einer Sitzung der Abgeordneten von CDU und CSU in Berlin.
Man verschließe sich aber Entscheidungen nicht, sondern wolle ernsthaft darüber diskutieren.
Merz fordert Exit-Strategie
Vielmehr müsse der Staat eine klare Strategie beim Zweck einer solchen Beteiligung haben und dazu, wie man so schnell wie möglich wieder aus der Beteiligung herauskomme. „Bevor wir das nicht sehen, werden wir auch nicht zustimmen“, sagte Merz.
Unions-Chef übt Kritik an der Ampel
Der Unionsfraktionschef kritisierte, die Ampel-Regierung aus SPD, Grünen und FDP sei mit dem russischen Krieg in der Ukraine selbst in schweres Fahrwasser geraten. Viele Antworten würden von der Regierung spät gegeben, einige zu spät. Die Ausbauziele bei den erneuerbaren Energien nochmals ehrgeizig nach oben zu setzen, ohne die notwendigen Voraussetzungen zu schaffen, sei Schönwetterpolitik und habe mit seriöser Planung kaum etwas zu tun., einige zu spät.
CSU-Landesgruppenchef Alexander Dobrindt hatte zuvor die Einführung eines befristeten „Bürgerbasispreises“ für Gas verlangt, um die Versorgung der Privathaushalte zu sichern. Mit einem solchen von der Bundesregierung zu entwickelnden Basispreis werde letztlich ein Deckel auf einen Grundbedarf pro Haushalt und Person festgelegt.