Ausgabe 43: EU-Entwaldungsverordnung (EUDR)

EUDR: Entwaldungsfreie Lieferketten 

Entwaldung und Waldschädigung stehen seit Jahren im Fokus der europäischen Umweltpolitik. Die Europäische Union will ihren Beitrag dazu verringern und sicherstellen, dass Waren, die in der EU vermarktet werden, nicht mit Entwaldung in Verbindung stehen. 

Entscheidend wird damit, wo die für diese Waren verwendeten Rohstoffe erzeugt oder gewonnen wurden und unter welchen Bedingungen. Mit der EU-Entwaldungsverordnung, kurz EUDR, hat die Europäische Union dafür einen neuen Rechtsrahmen geschaffen. Herkunft, Entwaldungsfreiheit und rechtmäßige Erzeugung sollen entlang der Lieferkette nachvollziehbar werden. 

Beschlossen wurde die EUDR bereits 2023. Bis zur praktischen Anwendung ist der Weg allerdings länger als ursprünglich vorgesehen. Der Start wurde inzwischen zweimal verschoben, einzelne Pflichten wurden neu geordnet und die Umsetzung mehrfach nachgeschärft. 

Diese Ausgabe von Holzkraft recherchiert zeigt, was hinter der EUDR steckt, wie sie grundsätzlich funktioniert und wo die Umsetzung heute steht. 

 

Welche Erzeugnisse die EUDR erfasst 

Rindfleisch, Kaffee, Schokolade, Naturkautschuk, Sojaerzeugnisse, Palmöl, Möbel und Holzpellets haben auf den ersten Blick wenig gemeinsam. Die EUDR führt sie über dieselbe Grundanforderung zusammen: Für ihre Vermarktung muss nachvollziehbar sein, wo die relevanten Rohstoffe erzeugt oder gewonnen wurden und ob die Anforderungen an Entwaldungsfreiheit und rechtmäßige Erzeugung erfüllt sind. 

Die Verordnung definiert Rinder, Kakao, Kaffee, Ölpalme, Kautschuk, Soja und Holz als „relevante Rohstoffe“. Welche konkreten Waren daraus von der EUDR erfasst werden, ist in Anhang I der Verordnung festgelegt. Dieser Anhang ist Bestandteil der EUDR und listet die sogenannten „relevanten Erzeugnisse“ anhand ihrer Zolltarifnummern auf. 

Bei Kakao gehören beispielsweise Kakaobohnen, Kakaomasse, Kakaobutter, Kakaopulver und Schokolade zum Anwendungsbereich. Bei Rindern sind unter anderem lebende Rinder und Rindfleisch erfasst. Weitere Warenpositionen betreffen Kaffee sowie Erzeugnisse aus Soja, Ölpalme und Kautschuk. 

Im Holzbereich erfasst Anhang I unter anderem Rundholz, Brennholz, Hackschnitzel, Sägespäne, Holzpellets und Holzkohle. Hinzu kommen Schnittholz, Span- und Faserplatten, Sperrholz sowie bestimmte Papier-, Pappe- und Möbelerzeugnisse. Maßgeblich ist die zolltarifliche Einreihung des jeweiligen Produkts. 

Ob eine Ware unter die EUDR fällt, richtet sich also nach ihrer Aufnahme in Anhang I und der zugehörigen Zolltarifnummer. Ist sie dort erfasst, stellt sich im nächsten Schritt die Frage, unter welchen Voraussetzungen sie als entwaldungsfrei gilt. 

 

 

Was „entwaldungsfrei“ bedeutet 

Für die Entwaldungsfreiheit setzt die EUDR einen klaren zeitlichen Bezugspunkt: den 31. Dezember 2020. 

Entwaldung bezeichnet nach der Verordnung die Umwandlung von Wald in landwirtschaftlich genutzte Flächen. Erfasste Erzeugnisse müssen auf relevanten Rohstoffen beruhen, deren Erzeugungsflächen seit diesem Stichtag die Anforderungen der EUDR erfüllen. 

Wird eine Waldfläche nach Ende 2020 beispielsweise in Acker- oder Weideland umgewandelt, erfüllen relevante Rohstoffe, die anschließend auf dieser Fläche erzeugt werden, die Voraussetzung der Entwaldungsfreiheit nicht. 

Für Holz ergänzt die Verordnung diesen Flächenbezug um Anforderungen zur Waldschädigung. Erfasst werden definierte Veränderungen der Waldstruktur, etwa die Umwandlung von Primärwald oder natürlich regenerierendem Wald in Plantagenwald. 

Eine reguläre Holzernte kann mit den Anforderungen der EUDR vereinbar sein. Für die Einordnung kommt es auf die weitere Nutzung der Fläche und die Entwicklung ihrer Waldstruktur an. Auch nach Schadereignissen wie Sturm, Feuer oder Schädlingsbefall ist die weitere Entwicklung der betroffenen Fläche maßgeblich. 

Zur Entwaldungsfreiheit tritt eine zweite Voraussetzung: die rechtmäßige Erzeugung. Die relevanten Rohstoffe müssen im Einklang mit den einschlägigen Rechtsvorschriften des jeweiligen Erzeugerlandes erzeugt oder gewonnen worden sein. 

Die Anforderungen sind damit klar beschrieben. Wie aber lässt sich ihre Einhaltung über eine Lieferkette hinweg nachweisen? 

 

Von der Erzeugungsfläche zur Sorgfaltserklärung 

Die EUDR setzt dafür auf Rückverfolgbarkeit. Die Herkunft der relevanten Rohstoffe muss so dokumentiert sein, dass sich die jeweiligen Erzeugungsflächen nachvollziehen lassen. 

Bei Holz gehören zu den erforderlichen Informationen das Erzeugerland, die Baumarten, der Zeitpunkt oder Zeitraum des Holzeinschlags und die Geolokalisierung der Grundstücke, auf denen das Holz geerntet wurde. Hinzu kommen Angaben zu Lieferanten und Abnehmern sowie Nachweise zur Einhaltung der Rechtsvorschriften des Erzeugerlandes. 

Diese Informationen bilden die Grundlage der Sorgfaltspflicht. Bei der vollständigen Sorgfaltsprüfung werden zunächst die erforderlichen Daten und Nachweise gesammelt. Darauf folgt die Bewertung, ob ein mehr als vernachlässigbares Risiko besteht, dass das Erzeugnis die Anforderungen an Entwaldungsfreiheit oder rechtmäßige Erzeugung verfehlt. 

Besteht ein solches Risiko, sind zusätzliche Informationen, Prüfungen oder andere Maßnahmen zur Risikominderung erforderlich. Erst wenn kein oder nur ein vernachlässigbares Risiko verbleibt, darf das Erzeugnis in Verkehr gebracht oder ausgeführt werden. Der verantwortliche Marktteilnehmer gibt zuvor grundsätzlich eine Sorgfaltserklärung im europäischen EUDR-Informationssystem ab. 

So entsteht eine Nachweiskette vom Erzeugnis bis zu der Fläche, auf der der relevante Rohstoff erzeugt oder gewonnen wurde. Erst diese Rückverfolgbarkeit ermöglicht die Prüfung von Entwaldungsfreiheit und rechtmäßiger Erzeugung. 

 

Drei Risikostufen für die Herkunft 

Wie umfangreich die Risikoprüfung ausfällt, hängt auch vom Erzeugerland ab. Die Europäische Kommission ordnet die Staaten den Kategorien geringes, normales oder hohes Risiko zu. 

Österreich und alle anderen EU-Mitgliedstaaten sind derzeit als Länder mit geringem Risiko eingestuft. Auch zahlreiche Staaten außerhalb der Europäischen Union gehören zu dieser Kategorie, darunter etwa Kanada, die USA und die Schweiz. Als Länder mit hohem Risiko gelten Belarus, Myanmar, Nordkorea und Russland. Alle Staaten, die weder als geringes noch als hohes Risiko eingestuft wurden, verbleiben in der Kategorie mit normalem Risiko. Dazu zählen beispielsweise Brasilien, Indonesien und Malaysia. 

Für Erzeugnisse aus Ländern mit geringem Risiko gilt eine vereinfachte Sorgfaltspflicht. Die erforderlichen Informationen zu Produkt, Herkunft, Erzeugungsfläche und Legalität müssen weiterhin vorliegen. Risikobewertung und Risikominderung entfallen grundsätzlich, wenn die Lieferkette geprüft wurde und kein relevantes Risiko einer Umgehung oder Vermischung mit Erzeugnissen unbekannter Herkunft oder aus Ländern mit normalem oder hohem Risiko besteht. 

Die Länderbewertung beeinflusst somit den Umfang der Sorgfaltsprüfung. Für Holz aus Österreich bleibt die Rückverfolgbarkeit bis zur Erntefläche erforderlich, der anschließende Prüfprozess ist aufgrund der Einstufung als geringes Risiko jedoch vereinfacht. 

 

Warum aus Ende 2024 schließlich Ende 2026 wurde 

Als die EUDR im Juni 2023 in Kraft trat, sollten ihre wesentlichen Verpflichtungen bereits ab 30. Dezember 2024 gelten. Für den Aufbau neuer Prozesse, Informationswege und Sorgfaltspflichtsysteme blieben rund eineinhalb Jahre. 

Mit näher rückendem Anwendungstermin verlagerte sich die öffentliche und politische Diskussion zunehmend auf die praktische Umsetzung. Mitgliedstaaten, Unternehmen und weitere Interessenträger verwiesen auf den Vorbereitungsstand von Unternehmen und Behörden sowie auf offene Umsetzungsfragen. Gleichzeitig befanden sich wichtige Instrumente noch im Aufbau. 

Im Dezember 2024 wurde der Anwendungsbeginn erstmals um ein Jahr auf den 30. Dezember 2025 verschoben. Die zusätzliche Zeit sollte Unternehmen und Behörden eine bessere Vorbereitung auf die neuen Anforderungen ermöglichen. 

Doch auch das zusätzliche Jahr brachte die Umsetzungsdebatte nicht zum Abschluss. 

Im Laufe des Jahres 2025 rückten zunehmend der Verwaltungsaufwand entlang der Lieferketten und die technische Leistungsfähigkeit des EUDR-Informationssystems in den Mittelpunkt. Mitgliedstaaten und Interessenträger äußerten Bedenken hinsichtlich der Vorbereitung von Unternehmen und Verwaltungen sowie zu technischen Fragen des Informationssystems. 

Die Diskussion verschob sich dadurch von der reinen Fristfrage auf die Ausgestaltung des Systems selbst: Welche Pflichten müssen auf welcher Stufe einer Lieferkette erfüllt werden und wie lassen sich die erforderlichen Informationen praktikabel verarbeiten? 

Ende 2025 folgte die zweite Verschiebung auf den 30. Dezember 2026. Dieses Mal wurde zugleich die Aufgabenverteilung innerhalb der Lieferkette überarbeitet. 

Die Verantwortung für die Sorgfaltserklärung liegt seither stärker bei jenem Marktteilnehmer, der ein relevantes Erzeugnis erstmals auf dem EU-Markt in Verkehr bringt oder ausführt. Für nachgelagerte Marktteilnehmer und Händler wurden die Pflichten vereinfacht. Kleinst- und Kleinprimärerzeuger erhielten ein eigenes Verfahren mit einer vereinfachten Erklärung. 

Die beiden Verschiebungen stehen somit für unterschiedliche Phasen der Umsetzung. Ende 2024 ging es vor allem um zusätzliche Vorbereitungszeit. Ende 2025 führte die anhaltende Debatte zu einer Neuordnung wesentlicher Pflichten innerhalb der Lieferketten. 

 

Wo die Umsetzung heute steht 

Auch 2026 wurde die praktische Ausgestaltung der EUDR weiter konkretisiert. Im Mai schloss die Europäische Kommission die vorgesehene Vereinfachungsprüfung ab. Nach ihrer Bewertung reduzieren die Ende 2025 beschlossenen Änderungen den Verwaltungsaufwand bereits deutlich. Gleichzeitig wurden die FAQ zur praktischen Umsetzung aktualisiert; im Juli folgten überarbeitete Leitlinien.  

Im Juli wurden weitere Voraussetzungen für die Anwendung geschaffen. Die Durchführungsverordnung (EU) 2026/1565 regelt unter anderem die Übermittlung von Sorgfaltserklärungen, die vereinfachten Erklärungen für Kleinst- und Kleinprimärerzeuger sowie technische Abläufe und Notfallverfahren im EUDR-Informationssystem. Das Informationssystem ist geöffnet und kann bereits für Registrierung und Erklärungen genutzt werden.  

Auch der Produktumfang wurde inzwischen angepasst. Die Europäische Kommission hatte am 13. Juli 2026 einen delegierten Rechtsakt zur Änderung von Anhang I beschlossen. Nach Abschluss der Prüfung durch das Europäische Parlament und den Rat wurde er am 17. September 2026 als Delegierte Verordnung (EU) 2026/2102 im Amtsblatt veröffentlicht und ist seit 18. September 2026 in Kraft.  

Aus dem Anwendungsbereich wurden unter anderem Rinderhäute und Leder, runderneuerte Reifen, Sojabohnen zur Aussaat sowie bestimmte Kautschukerzeugnisse herausgenommen. Neu aufgenommen wurden löslicher Kaffee, gefrorene Rinderzungen und bestimmte Palmölderivate. Für die neu aufgenommenen Erzeugnisse gelten die Anforderungen der EUDR ab 30. Dezember 2027.  

Für Holz und Holzerzeugnisse bringt die Änderung vor allem Präzisierungen, unter anderem zu Abfällen, gebrauchten Erzeugnissen und bestimmten Verpackungsmaterialien. Die für die Holz- und Pelletwirtschaft zentralen Sortimente wie Rundholz, Brennholz, Hackschnitzel, Sägespäne und Holzpellets bleiben von der EUDR erfasst.  

Der nächste maßgebliche Schritt ist nun die praktische Anwendung der EUDR. Für große und mittlere Marktteilnehmer sowie für nachgelagerte Marktteilnehmer und Händler gelten die zentralen Verpflichtungen ab 30. Dezember 2026. Für natürliche Personen sowie bestimmte Kleinst- und Kleinmarktteilnehmer gilt grundsätzlich der 30. Juni 2027; bei Erzeugnissen, die bereits unter die bisherige EU-Holzhandelsverordnung fielen, bleibt auch für sie der 30. Dezember 2026 maßgeblich.  

Mehr als drei Jahre liegen damit zwischen Inkrafttreten und praktischer Anwendung. In dieser Zeit wurden die Fristen zweimal verschoben, Pflichten innerhalb der Lieferketten neu geordnet, Länder nach Risikostufen bewertet, das Informationssystem aufgebaut und zuletzt auch der Produktumfang präzisiert. Der Grundgedanke der EUDR ist dabei bestehen geblieben: Die Herkunft der erfassten Rohstoffe muss nachvollziehbar sein, damit Entwaldungsfreiheit und rechtmäßige Erzeugung überprüft werden können. 

 

 

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Ausgabe 42: Carbon Removal Certification Framework (CRCF)

Warum Europa gemeinsame Regeln für CO₂-Entnahmen schafft 

CO₂-Entnahmen rücken in der europäischen Klimapolitik zunehmend in den Fokus. Die Europäische Union will bis 2050 klimaneutral werden, dafür müssen die Treibhausgasemissionen weitgehend sinken. Ergänzend müssen jene Emissionen, die sich auch langfristig kaum vermeiden lassen, durch die Entnahme von CO₂ aus der Atmosphäre ausgeglichen werden. Mit dem Bedarf an CO₂-Entnahmen wächst auch die Zahl der Verfahren und Projekte, die der Atmosphäre CO₂ entziehen oder biogenen Kohlenstoff langfristig speichern. 

Bislang werden CO₂-Entnahmen und Kohlenstoffspeicherungen nach unterschiedlichen freiwilligen Standards berechnet und zertifiziert. Für ihre klimapolitische und wirtschaftliche Nutzung ist daher ein verlässlicher Nachweis entscheidend: Welche Menge CO₂ wurde tatsächlich zusätzlich entnommen und wie lange bleibt der Kohlenstoff gespeichert? 

Mit dem Carbon Removals and Carbon Farming Certification Framework, kurz CRCF, hat die Europäische Union dafür erstmals einen gemeinsamen freiwilligen Zertifizierungsrahmen geschaffen.

Diese Ausgabe von Holzkraft recherchiert erläutert, welche Tätigkeiten das CRCF erfasst, wie die Zertifizierung funktioniert, wo die Umsetzung aktuell steht und welche Bedeutung der neue Rahmen für Holzkraftwerke haben kann. 

 

Welche Tätigkeiten das CRCF erfasst 

Für die Einordnung des CRCF ist zunächst wichtig, Emissionsminderung und CO₂-Entnahme auseinanderzuhalten. Wird Strom oder Wärme aus nachhaltiger Biomasse anstelle fossiler Energieträger bereitgestellt, werden fossile Emissionen vermieden. Eine CO₂-Entnahme setzt dagegen voraus, dass CO₂ aus der Atmosphäre aufgenommen und der darin enthaltene Kohlenstoff gespeichert wird. 

Das CRCF erfasst drei Tätigkeitsbereiche: dauerhafte CO₂-Entnahmen, Carbon Farming und die Speicherung von Kohlenstoff in Produkten. Da sich diese Tätigkeiten in ihrer Klimawirkung, der Dauer der Speicherung und dem Risiko einer späteren Freisetzung unterscheiden, werden sie nach eigenen Methoden bewertet und in getrennten Einheiten ausgewiesen. 

 

Dauerhafte CO₂-Entnahmen 

Dauerhafte CO₂-Entnahmen entziehen der Atmosphäre CO₂ und speichern den darin enthaltenen Kohlenstoff unter normalen Bedingungen über mehrere Jahrhunderte. Seit Mai 2026 gelten dafür europäische Zertifizierungsmethoden für drei Verfahren. 

Bei Direct Air Capture with Carbon Storage, kurz DACCS, wird CO₂ unmittelbar aus der Umgebungsluft abgeschieden, transportiert und dauerhaft geologisch gespeichert. 

Bei Biogenic Emissions Capture with Carbon Storage, kurz BioCCS, wird biogenes CO₂ aus einem Produktionsprozess abgeschieden, transportiert und dauerhaft geologisch gespeichert. Der enthaltene Kohlenstoff wurde zuvor beim Wachstum der eingesetzten Biomasse aus der Atmosphäre aufgenommen. 

Bei Biochar Carbon Removal, kurz BCR, wird Biomasse thermochemisch umgewandelt. Ein Teil des biogenen Kohlenstoffs verbleibt in der erzeugten Pflanzenkohle. Die dauerhafte Speicherung erfolgt durch ihre Anwendung auf Böden oder ihre Einbindung in dafür zugelassene Materialien. 

Die drei Verfahren unterscheiden sich technisch deutlich. Für alle gilt jedoch derselbe Grundsatz: Zertifiziert wird nur die nachgewiesene Nettoentnahme. 

Carbon Farming 

Carbon Farming umfasst Tätigkeiten in der Land- und Forstwirtschaft. Sie können zusätzlichen Kohlenstoff in Böden oder Biomasse speichern oder Treibhausgasemissionen aus Böden verringern. Beim Aufbau zusätzlicher Kohlenstoffvorräte liegt eine zeitlich begrenzte CO₂-Entnahme vor. Die Verringerung von Bodenemissionen ist dagegen eine Emissionsminderung und wird im CRCF gesondert ausgewiesen. 

Die Europäische Kommission hat im Juli 2026 erste Methoden für landwirtschaftliche und agroforstwirtschaftliche Tätigkeiten auf Mineralböden, die Wiedervernässung und Wiederherstellung von Mooren und anderen organischen Böden sowie Aufforstung beschlossen. Der delegierte Rechtsakt muss noch die Prüfung durch das Europäische Parlament und den Rat durchlaufen. 

Kohlenstoffvorräte in Böden und Wäldern können durch Feuer, Trockenheit, Schädlingsbefall oder eine veränderte Bewirtschaftung wieder abnehmen. Für Carbon Farming gelten deshalb eigene Überwachungszeiträume und Regeln für den Umgang mit einer späteren Freisetzung. 

Kohlenstoffspeicherung in Produkten 

Das CRCF soll künftig auch die Menge an Kohlenstoff zertifizieren, die in einem konkreten Produkt oder Gebäude für mindestens 35 Jahre gespeichert bleibt. Voraussetzung sind eine Berechnung nach der europäischen Methode, eine unabhängige Prüfung und die Überwachung der Speicherung über den festgelegten Zeitraum. 

Die konkrete Zertifizierungsmethode liegt mit Stand Ende Juli 2026 noch nicht vor. Die Europäische Kommission arbeitet zunächst an einer Methode für Gebäude und räumt dabei Bauprodukten aus Holz und anderen biogenen Rohstoffen Priorität ein. Welche Gebäude, Bauteile und Nachweise im Einzelnen erfasst werden, steht daher noch nicht abschließend fest. 

 

Was aus einer gespeicherten Tonne eine zertifizierte Tonne macht 

Das CRCF zertifiziert weder eine Technologie pauschal noch ein Unternehmen als Ganzes. Gegenstand der Zertifizierung ist eine klar abgegrenzte Tätigkeit und die dadurch erreichte Nettoentnahme, Speicherleistung oder Verringerung von Bodenemissionen. 

Bei einer dauerhaften CO₂-Entnahme wird zunächst ermittelt, welche Menge CO₂ durch die Tätigkeit abgeschieden und gespeichert wird. Davon werden die Treibhausgasemissionen abgezogen, die bei ihrer Umsetzung entstehen. Dazu zählen je nach Verfahren der Energiebedarf der Abscheidung, die Aufbereitung des CO₂, der Transport und die Speicherung. Auch die Entwicklung ohne das Projekt, die sogenannte Baseline, fließt in die Berechnung ein. 

Scheidet eine Anlage beispielsweise 100.000 Tonnen biogenes CO₂ ab, entstehen daraus nicht automatisch 100.000 zertifizierte Einheiten. Verursachen Abscheidung, Aufbereitung, Transport und Speicherung Emissionen von insgesamt 20.000 Tonnen CO₂-Äquivalent und beträgt die Entnahme in der Baseline null, verbleibt eine Nettoentnahme von 80.000 Tonnen. Nur diese Menge kann zertifiziert werden. 

Neben der Quantifizierung gelten drei weitere Qualitätsanforderungen. Die Tätigkeit muss zusätzlich sein und über bestehende gesetzliche Verpflichtungen hinausgehen. Die Speicherung muss für den vorgesehenen Zeitraum überwacht und abgesichert werden. Hinzu kommen Nachhaltigkeitsanforderungen, die je nach Verfahren unter anderem Biodiversität, Böden, Wasser, Ressourcennutzung und den Einsatz von Biomasse betreffen. 

 

Vom Projekt zur zertifizierten Einheit 

Für die Zertifizierung reichen Projektbetreiber einen Antrag bei einem von der Europäischen Kommission anerkannten Zertifizierungssystem ein. Die konkrete Prüfung übernimmt eine unabhängige Zertifizierungsstelle. Sie prüft, ob das Projekt die Anforderungen der jeweiligen CRCF-Methode erfüllt und welche Entnahme oder Speicherleistung tatsächlich erreicht wurde. 

Erst für die bestätigte Menge können Einheiten ausgestellt werden. Sie werden in einem Register erfasst, damit ihre Zuordnung und Verwendung nachvollziehbar bleiben und dieselbe Leistung nicht mehrfach zertifiziert wird. Bis zum Aufbau des gemeinsamen Unionsregisters führen die anerkannten Zertifizierungssysteme eigene Register. 

 

Wo die Umsetzung aktuell steht 

Die CRCF-Verordnung gilt seit Dezember 2024. Ende 2025 folgten die Regeln für Zertifizierungssysteme, Zertifizierungsstellen und Prüfungen. Die Methoden für DACCS, BioCCS und Biochar Carbon Removal gelten seit Mai 2026. Damit sind die rechtlichen und methodischen Grundlagen für die Zertifizierung der ersten dauerhaften CO₂-Entnahmen vorhanden. 

Der praktische Zertifizierungsbetrieb befindet sich jedoch noch im Aufbau. Mit Stand Ende Juli 2026 prüft die Europäische Kommission fünf Anträge auf Anerkennung als CRCF-Zertifizierungssystem. Für keines der Systeme ist bislang eine abgeschlossene Anerkennung ausgewiesen. CRCF-Einheiten können erst über ein anerkanntes System ausgestellt werden. 

Auch die Methodenentwicklung ist noch nicht abgeschlossen. Die ersten Carbon-Farming-Methoden wurden im Juli 2026 beschlossen, sind aber noch nicht in Kraft. Für die Speicherung von Kohlenstoff in Produkten steht die konkrete Methode weiterhin aus. 

 

Was das CRCF für Holzkraftwerke bedeutet 

Für Holzkraftwerke liegen die konkreten Anknüpfungspunkte bei BioCCS und, abhängig von der eingesetzten Anlagentechnik, bei Biochar Carbon Removal. 

Bei Biochar Carbon Removal wird Biomasse thermochemisch umgewandelt. Ein Teil des biogenen Kohlenstoffs verbleibt in der erzeugten Pflanzenkohle. Zertifiziert wird die dauerhaft gespeicherte Kohlenstoffmenge nach Abzug der Emissionen aus Herstellung, Transport und Anwendung. Die CRCF-Methode knüpft damit vor allem an Pyrolyse- und Vergasungsanlagen an, in denen Pflanzenkohle bereits erzeugt wird. Der Markt für die zugehörigen CO₂-Entnahmeeinheiten befindet sich jedoch noch im Aufbau. Nachfrage, Preise und längerfristige Abnahmeverträge sind bislang nur begrenzt abgesichert. 

Bei BioCCS wird biogenes CO₂ aus dem Abgas abgeschieden, transportiert und dauerhaft geologisch gespeichert. Das Verfahren kommt vor allem für größere Verbrennungsanlagen mit entsprechend hohen biogenen CO₂-Mengen infrage. Zertifiziert wird die Nettoentnahme nach Abzug der Emissionen aus Abscheidung, Aufbereitung, Transport und Speicherung. 

Für die Umsetzung von BioCCS braucht es neben der Abscheidungsanlage eine vollständige Transport- und Speicherinfrastruktur. Der zusätzliche Strom- und Wärmebedarf beeinflusst außerdem den Anlagenbetrieb und die Höhe der zertifizierbaren Nettoentnahme. Für größere Verbrennungsanlagen bleibt BioCCS daher an Voraussetzungen gebunden, die derzeit vielerorts noch nicht vorhanden sind. 

Biochar Carbon Removal knüpft somit an bereits eingesetzte Pyrolyse- und Vergasungstechnik an, während sich der Markt für die zertifizierten Entnahmen erst entwickelt. BioCCS kann größere CO₂-Mengen erfassen, setzt aber den Aufbau einer durchgängigen Infrastruktur von der Abscheidung bis zur geologischen Speicherung voraus. 

 

Vom Nachweis zum wirtschaftlichen Wert 

Eine CRCF-Einheit bestätigt, dass eine Entnahme oder Speicherleistung nach einer gemeinsamen europäischen Methode berechnet, unabhängig geprüft und eindeutig registriert wurde. Damit lässt sich die Leistung gegenüber Käufern sowie öffentlichen Förder- und Beschaffungsinstrumenten nachweisen. 

Ein Erlös entsteht, wenn ein Käufer für die Einheit zahlt oder ein öffentliches Instrument die zertifizierte Entnahme vergütet. Das CRCF legt weder einen Preis noch eine Abnahmeverpflichtung fest. Das Zertifikat schafft die Voraussetzung für die Vermarktung, aber noch keinen Markt. 

Den Einnahmen stehen die Investitions- und Betriebskosten des jeweiligen Verfahrens gegenüber. Bei Biochar gehören dazu unter anderem die Bereitstellung und Aufbereitung der Biomasse, die thermochemische Umwandlung, die Qualitätssicherung sowie Transport und Anwendung der Pflanzenkohle. Bei BioCCS fallen zusätzlich die Kosten der CO₂-Abscheidung, Aufbereitung, des Transports und der geologischen Speicherung an. 

Ein Projekt ist wirtschaftlich tragfähig, wenn die über seine Laufzeit gesicherten Erlöse diese Kosten und die Projektrisiken decken. Maßgeblich sind daher der Preis je Einheit, die vertraglich gesicherte Abnahmemenge und die Laufzeit des Abnahmevertrags. 

Die Europäische Kommission baut derzeit einen freiwilligen CRCF Buyers’ Club auf. Er soll Anbieter und Käufer zusammenbringen und die Prüfung von Projekten sowie Vertragsabschlüsse unterstützen. Die Kaufentscheidung verbleibt bei den beteiligten Käufern. 

 

CRCF und EU-ETS 

Das CRCF und der EU-Emissionshandel erfüllen unterschiedliche Aufgaben. Das CRCF legt fest, wie eine CO₂-Entnahme berechnet, geprüft und zertifiziert wird. Der EU-ETS regelt die Verpflichtung erfasster Anlagen, für ihre fossilen Emissionen Emissionsberechtigungen abzugeben. 

Eine CRCF-Einheit ist daher keine ETS-Emissionsberechtigung. Ihre Zertifizierung verringert nach geltendem Recht nicht automatisch die Abgabepflicht einer Anlage. 

Die Europäische Kommission hat im Juli 2026 vorgeschlagen, zertifizierte dauerhafte Entnahmen aus BioCCS und DACCS künftig mit dem EU-ETS zu verbinden. Der Vorschlag wird in einem eigenen Gesetzgebungsverfahren behandelt. Das CRCF schafft den Qualitätsnachweis. Der EU-ETS regelt gesondert, ob und wie zertifizierte Einheiten im Emissionshandel verwendet werden können. 

 

Was für Betreiber jetzt entscheidend wird 

Für dauerhafte CO₂-Entnahmen liegen erstmals gemeinsame europäische Methoden vor. Damit ist geregelt, wie die Entnahme berechnet und nachgewiesen werden muss. Für konkrete Projekte bleiben jedoch technische, infrastrukturelle und wirtschaftliche Fragen zu lösen. 

Bei Biochar entscheidet die Verbindung aus geeigneter Anlagentechnik, gesicherter Biomassebasis, Wärmenutzung und einem zulässigen Verwendungsweg für die Pflanzenkohle. Bei BioCCS müssen Abscheidung, Transport und geologische Speicherung als durchgängige Kette verfügbar sein. 

Das CRCF liefert für beide Wege den gemeinsamen Qualitätsnachweis. Welche Rolle sie für einzelne Holzkraftwerke einnehmen können, hängt von der jeweiligen Anlagentechnik, dem Standort und den langfristig gesicherten Erlösen ab. 

 

Fakten 

„Das CRCF erfasst dauerhafte CO₂-Entnahmen, Carbon Farming und die Speicherung von Kohlenstoff in Produkten. Für die Tätigkeitsbereiche gelten aufgrund ihrer unterschiedlichen Klimawirkung und Speicherdauer eigene Methoden und Einheiten.“ 

„Seit Mai 2026 gelten europäische Zertifizierungsmethoden für DACCS, BioCCS und Biochar Carbon Removal. Zertifiziert wird jeweils nur die nachgewiesene Nettoentnahme.“ 

„CRCF-Einheiten können erst für eine unabhängig geprüfte Leistung und über ein von der Europäischen Kommission anerkanntes Zertifizierungssystem ausgestellt werden. Mit Stand Ende Juli 2026 ist noch keines der beantragten Systeme abschließend anerkannt.“ 

„Für Holzkraftwerke hängt der Anknüpfungspunkt von der Anlagentechnik ab: Biochar Carbon Removal knüpft an Pyrolyse- und Vergasungsanlagen an, BioCCS vor allem an größere Verbrennungsanlagen mit biogenen CO₂-Punktquellen.“ 

„Eine CRCF-Einheit schafft einen geprüften und registrierten Nachweis. Einen Preis, eine Abnahmeverpflichtung oder eine automatische Nutzung im EU-Emissionshandel begründet sie nicht.“ 

 

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Ausgabe 41: Sechs Monate ElWG

Sechs Monate Elektrizitätswirtschaftsgesetz

Unter der politischen Bezeichnung „Günstiger-Strom-Gesetz“ wurde Ende Dezember 2025 das Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) kundgemacht. Das ElWG löst das bisherige ElWOG 2010 ab und bildet künftig den zentralen Rechtsrahmen für die österreichische Elektrizitätswirtschaft. 

Politisch wurde damit vor allem die Erwartung niedrigerer Stromkosten in den Vordergrund gestellt. Fachlich greift diese Zuspitzung jedoch zu kurz.

Das ElWG ist kein unmittelbares Preisinstrument, sondern ein umfassender Ordnungsrahmen für Marktorganisation, Netzanschluss, Netzzugang, Systemnutzungsentgelte, Flexibilität, Speicher, Energiegemeinschaften, Kundenschutz und Versorgungssicherheit. 

Nach rund sechs Monaten zeigt sich: Der neue Strommarktrahmen ist beschlossen, aber in wesentlichen Punkten noch nicht wirksam.

Diese Ausgabe von Holzkraft recherchiert ordnet ein, welche Regelungen bereits gelten, welche Bausteine noch fehlen und welche Fragen für Netzbetrieb, Systemkosten, Flexibilität und Holzkraftwerke in den kommenden Monaten relevant werden. 

 

Ein Rechtsrahmen mit gestaffeltem Start

Das ElWOG 2010 war mehr als 15 Jahre lang die zentrale Grundlage für Marktorganisation, Netzbetrieb, Kundenschutz und Systemnutzungsentgelte im österreichischen Stromsektor. Seither wurden die unionsrechtlichen Vorgaben weiterentwickelt. Zugleich haben sich Struktur und Anforderungen des Stromsystems grundlegend verändert. 

Die erneuerbare Stromerzeugung wurde stark ausgebaut. Mit dem wachsenden Anteil wetterabhängiger Einspeisung steigen die Anforderungen an Netzbetrieb, Anschlusskapazitäten und Systemführung. Besonders sichtbar wird das bei Photovoltaik, deren Einspeisung stark tageszeitlich geprägt ist und in bestimmten Stunden hohe Leistungen in die Netze bringt. Speicher, Energiegemeinschaften, steuerbare Anlagen und flexible Verbraucher gewinnen dadurch zusätzlich an Bedeutung. 

Das ElWG greift diese Entwicklungen auf. Es ersetzt jedoch nicht zu einem einzigen Stichtag sämtliche bisherigen Detailregelungen durch ein vollständig neues System. 

Ein Teil der Bestimmungen trat unmittelbar nach der Kundmachung in Kraft. Weitere Regelungen gelten seit 1. April 2026. Teile folgen mit 1. Oktober 2026. Zentrale Bestimmungen zu den Systemnutzungsentgelten treten erst mit 31. Dezember 2026 in Kraft. 

Zudem bleiben Verordnungen aus dem bisherigen ElWOG 2010 in vielen Bereichen anwendbar, bis die jeweiligen Sachgebiete neu geregelt sind. Die Länder müssen jene Bestimmungen, die als Grundsatzrecht ausgestaltet sind, in ihre Ausführungsgesetze übertragen. 

Sechs Monate nach der Kundmachung befindet sich der neue Rechtsrahmen daher in einer Übergangsphase. Die gesetzlichen Grundlagen stehen, ihre Anwendung folgt in mehreren Schritten. 

 

Was bereits gilt 

Am sichtbarsten sind bisher jene Regelungen, die unmittelbar bei Haushalten, Lieferverhältnissen und einzelnen Netzentgeltsignalen ansetzen. 

Seit 1. April 2026 gilt der Sozialtarif für Strom. Er richtet sich an Haushalte mit besonders niedrigen Einkommen und begrenzt den Energiepreis für einen bestimmten Jahresverbrauch. Netzgebühren, Steuern und Abgaben sind davon getrennt. 

Ebenfalls seit April gilt der Sommer-Nieder-Arbeitspreis. Von 1. April bis 30. September wird der Arbeitspreis der Netzentgelte für Haushalte und kleine Betriebe zwischen 10 und 16 Uhr um 20 Prozent reduziert, wenn Verbrauchsdaten im Viertelstundenintervall gemessen werden. Die Regelung setzt bei der hohen Photovoltaikerzeugung zur Mittagszeit an und soll Verbrauch stärker in diese Stunden verlagern. 

Seit 1. Juni 2026 gibt es außerdem die Auffangversorgung. Sie stellt sicher, dass Haushalte und kleine Unternehmen weiter mit Strom beliefert werden, wenn kein gültiger Liefervertrag mehr besteht. 

Damit sind erste Elemente des ElWG im Alltag angekommen. Sie betreffen vor allem soziale Absicherung, Kundenschutz und ein zeitliches Signal bei den Netzentgelten. 

Für Erzeugungsanlagen, Netzanschlüsse, Flexibilitätsmärkte und Systemkosten sind die maßgeblichen Fragen damit noch nicht beantwortet. 

 

Was noch offen ist 

Viele Bestimmungen, die für Erzeugungsanlagen, Netzbetrieb und Investitionen relevant sind, müssen sich erst in der Anwendung bewähren. 

Das betrifft zunächst die Systemnutzungsentgelte. Die Verteilung der Netzkosten war bereits im Gesetzgebungsprozess besonders sensibel. Für Erzeugungsanlagen ist sie zentral, weil zusätzliche laufende Kosten unmittelbar in die Wirtschaftlichkeit eingreifen. Die neuen Bestimmungen zu den Entgeltkomponenten treten Ende 2026 in Kraft. Ihre finanzielle Wirkung wird daher erst mit den nächsten Entgeltfestlegungen sichtbar. 

Auch der Versorgungsinfrastrukturbeitrag wird erst ab 2027 relevant. Einspeiser mit einer netzwirksamen Leistung von mehr als 20 kW müssen dann jährlich einen Beitrag zur Finanzierung der Versorgungsinfrastruktur leisten. Anlagen bis einschließlich 20 kW sind davon befreit. Die konkrete Höhe wird jährlich durch Verordnung festgelegt, darf aber 0,05 Cent je eingespeister Kilowattstunde nicht überschreiten. Für größere Erzeugungsanlagen entsteht damit ein neuer laufender Kostenbestandteil, dessen tatsächliche Belastung erst mit der jeweiligen Verordnung feststeht. 

Bei flexiblen Netzzugängen kommt es auf die konkrete Anwendung an. Das ElWG ermöglicht bei neuen oder geänderten Netzzugängen eine Begrenzung der garantierten Einspeiseleistung. Anlagen können damit unter bestimmten Voraussetzungen auch dort angeschlossen werden, wo nicht jederzeit die volle Netzkapazität verfügbar ist. 

Das kann Projekte ermöglichen, bevor der Netzausbau vollständig abgeschlossen ist. Betreiber brauchen dafür klare Vorgaben: wann Einschränkungen eintreten können, in welchem Ausmaß sie erfolgen, wie sie dokumentiert werden und ob Netzverstärkungen tatsächlich nachgezogen werden. Flexible Netzzugänge schaffen nur dann Planungssicherheit, wenn Begrenzungen technisch nachvollziehbar und wirtschaftlich kalkulierbar bleiben. 

Auch bei Flexibilitätsleistungen steht die Ausgestaltung noch aus. Netzbetreiber sollen solche Leistungen künftig transparent, diskriminierungsfrei und marktgestützt beschaffen, wenn sie gegenüber Netzausbau oder Netzverstärkung die kosteneffizientere Maßnahme darstellen. 

Dafür braucht es klar definierte Produkte, technische Anforderungen, Teilnahmebedingungen und Vergütungsmodelle. Diese Details bestimmen, ob Flexibilität zu einem nutzbaren Markt wird oder vor allem als zusätzliche technische Anforderung bei den Anlagen ankommt. 

 

Was für Holzkraftwerke relevant ist 

Für Holzkraftwerke ist das ElWG vor allem an drei Stellen relevant. 

Erstens bei den Kosten. Netzentgelte, neue Beiträge und regulatorische Vorgaben wirken unmittelbar auf die Wirtschaftlichkeit von Erzeugungsanlagen. Holzkraftwerke stehen bereits heute in einem anspruchsvollen Umfeld aus Brennstoffkosten, Marktpreisen, Förderrahmen und Wärmelieferverpflichtungen. Zusätzliche laufende Belastungen auf der Erzeugerseite sind daher von hoher Bedeutung. 

Zweitens beim Netzanschluss und Netzzugang. Das ElWG enthält neue Vorgaben zu verfügbaren Netzanschlusskapazitäten, Anschlussverfahren und flexiblen Netzzugängen. Für neue Projekte, Erweiterungen oder Repowering wird entscheidend sein, ob diese Regelungen in der Praxis zu mehr Transparenz, klareren Verfahren und verlässlicheren Anschlussbedingungen führen. 

Drittens bei der Einordnung planbarer erneuerbarer Erzeugung. Holzkraftwerke erzeugen Strom und Wärme gekoppelt. Sie nutzen lagerfähige biogene Brennstoffe und können unabhängig vom Wetter verlässlich erzeugen. Damit verbinden sie planbare Erzeugung und verlässliche Verfügbarkeit mit regionaler Einbindung und gleichzeitiger Wärmebereitstellung. 

Das ElWG stärkt die Bedeutung von Systemanalyse, Versorgungssicherheit und Netzplanung. Damit stellt sich auch die Frage, wie planbare erneuerbare Erzeugung im Strommarktrahmen berücksichtigt wird. 

Für Holzkraftwerke ist wesentlich, ob sie künftig vor allem als Einspeiser mit zusätzlichen Kosten und Pflichten behandelt werden oder ob ihre Rolle für Versorgungssicherheit, regionale Energieversorgung und gekoppelte Strom und Wärmebereitstellung angemessen abgebildet wird. 

Diese Frage ist nach sechs Monaten offen. Die Antwort wird sich in den kommenden Verordnungen, Marktregeln, Entgeltfestlegungen und in der praktischen Anwendung des ElWG zeigen. 

 

Zwischenstand nach sechs Monaten 

Sechs Monate nach Kundmachung des ElWG zeigt sich ein klarer Zwischenstand. 

Sozialtarif, Sommer-Nieder-Arbeitspreis und Auffangversorgung sind gestartet. Damit wurden erste Regelungen des neuen Rechtsrahmens wirksam. 

Die zentralen Systemfragen folgen erst in den kommenden Monaten. Dazu gehören die Systemnutzungsentgelte, der Versorgungsinfrastrukturbeitrag, flexible Netzzugänge, die Flexibilitätsplattform, die Systemanalyse und die Umsetzung durch die Länder. 

Ob das ElWG mehr Planbarkeit schafft, Systemkosten sachgerecht verteilt, erneuerbare Erzeugung besser integriert und Versorgungssicherheit stärkt, lässt sich daher noch nicht abschließend beurteilen. 

Für Holzkraftwerke bleibt die weitere Ausgestaltung von zentraler Bedeutung. 

Ein Stromsystem mit hohen Anteilen wetterabhängiger Erzeugung braucht neben zusätzlichen erneuerbaren Strommengen auch planbare Leistung, nutzbare Wärme, regionale Erzeugungsstrukturen und verlässliche Rahmenbedingungen für Anlagen, die zur Systemstabilität beitragen. 

Der Maßstab für das ElWG wird daher nicht das politische Versprechen eines „günstigeren Stroms“ sein, sondern die Frage, ob seine Umsetzung planbare erneuerbare Erzeugung als Teil eines funktionierenden Stromsystems anerkennt. 

 

 

Fakten: 

„Unter der politischen Bezeichnung ‚Günstiger-Strom-Gesetz‘ wurde Ende Dezember 2025 das Elektrizitätswirtschaftsgesetz kundgemacht. Es löst das bisherige ElWOG 2010 ab.“ 

„Für Betreiber von Erzeugungsanlagen werden vor allem die neuen Regeln zu Systemnutzungsentgelten und zum Versorgungsinfrastrukturbeitrag relevant. Zentrale Entgeltbestimmungen treten Ende 2026 in Kraft.“ 

„Ab 1. Jänner 2027 gilt für Einspeiser mit mehr als 20 kW netzwirksamer Leistung ein jährlicher Versorgungsinfrastrukturbeitrag. Die konkrete Höhe wird per Verordnung festgelegt und darf 0,05 Cent je eingespeister Kilowattstunde nicht überschreiten.“ 

„Das ElWG schafft neue Vorgaben für Netzanschluss, verfügbare Anschlusskapazitäten und flexible Netzzugänge. Für Betreiber wird entscheidend sein, ob daraus in der Praxis mehr Transparenz, verlässlichere Verfahren und wirtschaftlich kalkulierbare Anschlussbedingungen entstehen.“ 

„Nach sechs Monaten sind erste Umsetzungsschritte sichtbar. Für die wirtschaftlich und betrieblich relevanten Fragen der Holzkraftwerke fehlen aber noch zentrale Verordnungen, Marktregeln und Entgeltentscheidungen.“ 

 

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Ausgabe 40: Negative Strompreise als Signal fehlender Systemintegration

Negative Strompreise als Signal fehlender Systemintegration

Negative Strompreise treten in Europa zunehmend häufiger auf. Sie entstehen vor allem dann, wenn hohe wetterabhängige Einspeisung, niedrige Nachfrage und begrenzte Flexibilität zusammenfallen. Windkraft und Photovoltaik sind dabei zentrale Auslöser solcher Überschusssituationen, aber nicht die alleinige Ursache. Die zentralen Herausforderungen im Stromsystem verschieben sich. Es reicht nicht aus, erneuerbaren Strom in der Jahresbilanz auszubauen. Entscheidend wird zunehmend, ob Erzeugung, Verbrauch und Flexibilität auch im konkreten Zeitpunkt zusammenpassen.

Diese Verschiebung prägt die aktuelle Debatte über negative Preise. Sie betrifft die Preisbildung an der Börse, die Ausgestaltung von Förderinstrumenten und die Frage, welchen Wert planbare Erzeugung in einem erneuerbaren Stromsystem künftig hat.

Diese Ausgabe von Holzkraft recherchiert ordnet ein, warum negative Strompreise entstehen, weshalb sie zunehmen und welche Bedeutung diese Entwicklung für Förderlogik, Systemintegration und Holzkraftwerke hat.

 

Wie Strompreise entstehen

Der Strompreis an der Börse entsteht aus Angebot und Nachfrage. Im Day-Ahead-Markt wird Strom für jede Stunde des Folgetages gehandelt. Die Preisbildung folgt dem Merit-Order-Prinzip: Kraftwerke werden nach ihren kurzfristigen Grenzkosten gereiht, also nach den variablen Kosten, die bei der Erzeugung einer zusätzlichen Megawattstunde entstehen. Dazu zählen vor allem Brennstoffkosten, CO₂-Kosten und variable Betriebskosten.

Windkraft, Photovoltaik und Laufwasserkraft stehen in dieser Reihe weit vorne. Für ihre zusätzliche Erzeugung fallen weder Brennstoffkosten noch nennenswerte variable Betriebskosten an, ihre Grenzkosten liegen daher nahe null. Holzkraftwerke liegen aufgrund ihrer Brennstoff- und Betriebskosten im mittleren Bereich. Gaskraftwerke weisen durch ihre Brennstoff- und CO₂-Kosten höhere Grenzkosten auf und stehen entsprechend weiter hinten. Das teuerste Kraftwerk, das noch benötigt wird, um die Nachfrage zu decken, setzt den Preis für alle in dieser Stunde gehandelten Strommengen.

Mit dem Ausbau von Windkraft und Photovoltaik steht in immer mehr Stunden Strom mit niedrigen Grenzkosten zur Verfügung. In Zeiten hoher erneuerbarer Einspeisung sinken die Preise. Treffen diese Stunden auf geringe Nachfrage und begrenzte Flexibilität, kann der Preis unter null fallen.

 

Wenn Erzeugung und Verbrauch zeitlich auseinanderlaufen

Negative Strompreise entstehen, wenn mehr Strom angeboten wird, als gleichzeitig verbraucht, gespeichert, exportiert oder durch Abregelung aus dem System genommen werden kann.

Besonders häufig geschieht das an sonnigen Wochenenden und Feiertagen. Die Nachfrage ist dann niedriger, während Photovoltaikanlagen rund um die Mittagsstunden hohe Strommengen erzeugen. Bei starkem Wind treten ähnliche Situationen auch nachts oder in den Wintermonaten auf, wenngleich deutlich seltener als im Frühjahr und Sommer.

Für das Verständnis negativer Preise ist die Residuallast entscheidend. Sie beschreibt jenen Teil des Stromverbrauchs, der nach Abzug der Einspeisung aus Windkraft und Photovoltaik noch durch andere Erzeugung, Speicher oder Importe gedeckt werden muss.

Sinkt die Residuallast sehr stark, braucht das System zusätzliche Flexibilität. Speicher müssten Strom aufnehmen, Verbraucher müssten Last verschieben, Netze müssten Überschüsse transportieren und Erzeugungsanlagen müssten ihre Leistung reduzieren. Sind diese Möglichkeiten technisch, wirtschaftlich oder vertraglich begrenzt, bleibt zu viel Strom im Markt. Der Preis fällt unter null.

 

Warum negative Preise zunehmen

Diese Entwicklung folgt der Struktur des neuen Stromsystems. Windkraft und Photovoltaik senken in vielen Stunden die Börsenpreise, weil sie Strom mit niedrigen Grenzkosten bereitstellen. Gleichzeitig erzeugen sie wetterabhängig und zeitlich konzentriert. Je größer diese Erzeugungsleistung wird, desto häufiger entstehen Stunden mit sehr niedriger Residuallast.

In Österreich zeigt sich diese Entwicklung inzwischen deutlich. Am Day-Ahead-Markt wurden 2024 rund 300 Stunden mit negativen Preisen verzeichnet. Laut E-Control hat sich die Zahl negativer Preisstunden damit gegenüber den Jahren davor mehr als verdoppelt.

Das Muster folgt der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur. Negative Preise treten vor allem im Frühjahr und Sommer auf, wenn geringere Nachfrage, hohe Photovoltaikeinspeisung und teils hohe Wasserkrafterzeugung zusammenfallen. Im Tagesverlauf häufen sie sich rund um die Mittagsstunden sowie in sehr frühen Morgenstunden.

International zeigt sich derselbe Zusammenhang in besonders ausgeprägter Form. Die Internationale Energieagentur verweist unter anderem auf Märkte wie Südaustralien, wo negative Preise 2023 und 2024 im Durchschnitt rund ein Viertel aller Stunden ausmachten.

Für die Energiewende bedeutet das eine klare Verschiebung. Der Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung bleibt zentral. Gleichzeitig steigt die Bedeutung ihrer zeitlichen Integration. Speicher, Netze, flexible Nachfrage, Direktvermarktung, sektorübergreifende Nutzung und planbare erneuerbare Erzeugung werden zu entscheidenden Bestandteilen eines funktionierenden Stromsystems.

 

Vom Preissignal zur Förderfrage

Negative Preise sind zunächst ein Marktsignal. Sie zeigen, dass Strom in einer konkreten Stunde im Überangebot vorhanden ist. Daraus folgt jedoch keine einfache technische oder wirtschaftliche Antwort für jede einzelne Anlage.

Für Betreiber zählt die gesamte Erlössituation. Dazu gehören Markterlös, Marktprämie, Vermarktungskosten, Ausgleichsenergierisiken, technische Kosten eines Lastwechsels und bestehende betriebliche Verpflichtungen. Ein einzelnes negatives Preisintervall wirkt anders als eine längere Phase negativer Preise.

Im österreichischen Marktprämienmodell verkaufen Anlagen ihren Strom am Markt und erhalten zusätzlich eine Prämie, die sich aus der Differenz zwischen anzulegendem Wert und Referenzmarktwert ergibt. Solange die 6-Stunden-Regel nach § 15 EAG nicht greift, kann diese Marktprämie negative Spotmarktpreise wirtschaftlich teilweise oder vollständig ausgleichen. Nach geltender Rechtslage entfällt die Marktprämie erst dann, wenn der maßgebliche Day-Ahead-Stundenpreis in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist.

Die Begrenzung von Förderzahlungen bei negativen Preisen folgt einer europäischen Grundlogik. Öffentliche Förderungen sollen Marktpreissignale stärker berücksichtigen und keine dauerhaften Anreize setzen, Strom in Zeiten eines Überangebots einzuspeisen. Die konkrete Ausgestaltung bleibt jedoch national.

Aktuell wird eine deutlich schärfere Ausgestaltung diskutiert. Im Raum steht, die Marktprämie bereits bei einzelnen negativen Viertelstundenpreisen auszusetzen. Das wäre keine bloße Umstellung der Zeiteinheit. Viertelstundenpreise bilden kurzfristige Ausschläge stärker ab als Stundenpreise. Negative Preisereignisse treten auf Viertelstundenbasis häufiger auf, weil sie im Stundenmittel teilweise geglättet werden.

Für Anlagenbetreiber hätte eine solche Umstellung zwei Effekte. Einerseits würden mehr Zeitintervalle ohne Marktprämie entstehen. Andererseits kann der Referenzmarktwert steigen, wenn Anlagen negative Preisintervalle vermeiden und dadurch genau jene Produktionsstunden entfallen, die den Marktwert senken würden. Die Folge kann eine geringere Marktprämie je verbleibender erzeugter Einheit sein.

Für Bestandsanlagen ist diese Frage besonders sensibel. Investitionen, Finanzierungen und Förderlaufzeiten wurden auf Basis des bestehenden Regelwerks kalkuliert. Eine rückwirkende Verschärfung würde daher erheblich in bestehende wirtschaftliche Grundlagen eingreifen.

 

Was daraus für Holzkraftwerke folgt

Für Holzkraftwerke stellt sich die Frage negativer Preise innerhalb einer breiteren Debatte über die reale Flexibilität erneuerbarer Anlagen.

Holzkraftwerke sind erneuerbare, wetterunabhängige Erzeugungsanlagen. Gleichzeitig sind viele Anlagen wärmegeführt und auf kontinuierlichen Betrieb ausgelegt. Ihre Fahrweise orientiert sich an Fernwärmenetzen, industrieller Wärmeabnahme oder kommunalen Versorgungspflichten.

Auch technisch sind kurzfristige Lastwechsel begrenzt. Holzkraftwerke arbeiten als thermische Erzeugungsanlagen mit Kessel, Turbine, Leitungen, Nebenanlagen und weiteren wärmetechnischen Komponenten. Temperatur- und Druckänderungen können nur innerhalb bestimmter Lastwechselgeschwindigkeiten erfolgen. Ein Lastwechsel von Nennlast auf Nulllast innerhalb weniger Minuten ist für bestehende Anlagen in der Regel nicht darstellbar.

Hinzu kommt die gekoppelte Wärmebereitstellung. In wärmegeführten KWK-Anlagen richtet sich die Fahrweise wesentlich nach der Abnahme in Fernwärmenetzen, industriellen Prozessen oder kommunalen Versorgungssystemen. Eine kurzfristige Reduktion der Stromerzeugung ist daher nur möglich, wenn die Wärmeversorgung weiterhin gesichert bleib.

Diese Einschränkungen betreffen nicht ausschließlich Holzkraftwerke. Häufige Ab- und Aufregelungen können auch bei anderen Technologien technische Belastungen und zusätzliche Kosten verursachen. Bei KWK-Anlagen kommen jedoch zwei Punkte besonders stark zusammen: die thermische Trägheit der Anlage und die gekoppelte Bereitstellung von Strom und Wärme.

Ihr systemischer Wert liegt in der planbaren, wetterunabhängigen Erzeugung von Strom und Wärme. Gerade in Abendstunden, in der kalten Jahreszeit oder in Phasen geringer Wind- und Solarproduktion leisten Holzkraftwerke einen Beitrag zur Deckung der Residuallast.

 

Die strukturelle Ursache

Negative Strompreise folgen einem klar erkennbaren Zusammenhang: Das Stromsystem erhält immer mehr wetterabhängige Erzeugung mit niedrigen Grenzkosten, während Flexibilität, Speicher und Nachfrageanpassung langsamer wachsen.

Damit verändert sich die Bedeutung einzelner Technologien. Entscheidend wird zunehmend, wann Strom erzeugt wird und welchen Beitrag eine Anlage zur Deckung der Residuallast leistet.

Planbare erneuerbare Anlagen ersetzen keine Speicher und sind nicht automatisch kurzfristige Flexibilitätsressourcen. Sie können aber dort Versorgung leisten, wo wetterabhängige Erzeugung geringe Beiträge liefert.

Für Holzkraftwerke liegt diese Rolle in der gekoppelten Bereitstellung von Strom und Wärme, in der wetterunabhängigen Erzeugung und in der Stabilisierung des Systems außerhalb hoher Wind- und Solareinspeisung.

Der entscheidende Maßstab ist dabei nicht allein die erneuerbare Jahreserzeugung, sondern das Zusammenspiel von Erzeugung, Verbrauch und Flexibilität im konkreten Zeitpunkt.

 

Fakten

„Negative Strompreise entstehen, wenn hohe wetterabhängige Einspeisung bei geringer Nachfrage auf ein Stromsystem trifft, das Überschüsse kurzfristig nur begrenzt aufnehmen, verschieben oder abregeln kann.“

„Mit steigender Einspeisung aus Windkraft und Photovoltaik sinkt die Residuallast in immer mehr Stunden. Fehlen Speicher, flexible Nachfrage, Netzkapazitäten oder Abregelungsmöglichkeiten, kann der Strompreis unter null fallen.“

„In Österreich gilt derzeit die 6-Stunden-Regel nach § 15 EAG. Die Marktprämie entfällt erst dann, wenn der maßgebliche Day-Ahead-Stundenpreis in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist.“

„Holzkraftwerke erzeugen wetterunabhängig Strom und Wärme. Ihre Flexibilität ist jedoch durch thermische Prozesse, Lastwechselgeschwindigkeiten und die gekoppelte Wärmebereitstellung begrenzt.“

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Ausgabe 39: Energiepreise, geopolitische Krisen und strukturelle Abhängigkeiten

Energiepreise, geopolitische Krisen und strukturelle Abhängigkeiten

Die Zuspitzung im Persischen Golf seit Ende Februar 2026 lenkt den Blick erneut auf die Verwundbarkeit globaler Energiemärkte. Und sie macht sichtbar, welche Fragen in Europa weiterhin ungelöst sind.
Denn die Marktreaktionen knüpfen an Entwicklungen an, die in den vergangenen Jahren mehrfach zu beobachten waren. Gleichzeitig stellt sich immer wieder dieselbe Frage: Warum reagieren Energiepreise so schnell und so deutlich auf Konflikte, die geografisch weit entfernt stattfinden?
Diese Ausgabe von Holzkraft recherchiert ordnet die aktuellen Preisbewegungen ein. Sie zeigt auf, wie geopolitische Entwicklungen, globale Energiemärkte und die Struktur der europäischen Energieversorgung ineinandergreifen und warum starke Preisreaktionen dort entstehen, wo Energieversorgung weiterhin maßgeblich von fossilen Importen abhängt.

Wenn Konflikte Energiemärkte bewegen

Ende Februar 2026 verschärfte sich die Lage im Persischen Golf deutlich. Auslöser waren Spannungen zwischen den USA, Israel und dem Iran, die sich innerhalb kurzer Zeit ausweiteten und sicherheitspolitische Risiken für Schifffahrt, Energieexporte und zentrale Handelsrouten im Golfraum erhöhten. Damit rückt eine der zentralen Drehscheiben des globalen Energiehandels in den Fokus.

Die Straße von Hormus verbindet den Persischen Golf mit dem Indischen Ozean und zählt zu den wichtigsten maritimen Engstellen im weltweiten Energiesystem. Ein erheblicher Teil der global gehandelten Ölmengen passiert täglich diese Route. Gleichzeitig wird über diesen Seeweg ein wesentlicher Anteil des international gehandelten Flüssigerdgases transportiert, insbesondere aus Katar.

Verändert sich die Sicherheitslage entlang dieser Route, wirkt sich das unmittelbar auf die Einschätzung der Märkte aus. Ein großer Teil der globalen Energieexporte ist auf genau diese Passage angewiesen. Einschränkungen im Schiffsverkehr oder erhöhte Risiken entlang dieser Route beeinflussen daher direkt Verfügbarkeit, Handelsströme und Preisbildung.

Entscheidend ist dabei weniger, ob es tatsächlich zu Unterbrechungen kommt. Bereits die Erwartung möglicher Störungen reicht aus, um Märkte zu bewegen. Energie ist ein Gut, dessen Versorgung jederzeit gesichert sein muss. Entsprechend reagieren Marktteilnehmer frühzeitig auf Risiken entlang zentraler Transport- und Förderstrukturen und passen ihre Beschaffungsstrategien an.

 

Warum Preise schneller reagieren als sich die Lage verändert

Energiemärkte reagieren nicht erst dann, wenn physische Knappheit eintritt. Sie reagieren auf Erwartungen.

Sobald Händler davon ausgehen, dass sich die Verfügbarkeit von Öl oder Gas verschlechtern könnte, sichern sie sich frühzeitig zusätzliche Mengen. Diese zusätzliche Nachfrage wirkt unmittelbar preistreibend. Parallel dazu steigen Risikoprämien entlang der gesamten Lieferkette, von Förderung über Transport bis hin zum Handel.

Hinzu kommt, dass Angebot und Infrastruktur kurzfristig kaum angepasst werden können. Förderkapazitäten, LNG-Terminals oder Transportwege lassen sich nicht innerhalb weniger Tage oder Wochen erweitern. Bereits geringe Verschiebungen im erwarteten Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage können daher deutliche Preisbewegungen auslösen.

 

Globale Märkte, europäische Preise

Ein zentraler Mechanismus liegt in der globalen Vernetzung der Energiemärkte.

Erdöl wird nahezu vollständig auf globalen Märkten gehandelt. Erdgas war lange stärker regional geprägt, hat sich jedoch in den letzten Jahren zunehmend globalisiert. Eine zentrale Rolle spielt dabei LNG, also verflüssigtes Erdgas, das per Schiff transportiert und weltweit gehandelt wird.

Europa ist heute stärker als früher in diese globalen Märkte eingebunden. Mit dem Rückgang russischer Pipelinegaslieferungen ab 2022 wurde die europäische Gasversorgung verstärkt auf den internationalen LNG-Markt ausgerichtet. Gas wird seither dort beschafft, wo es verfügbar ist, im Wettbewerb mit anderen Regionen wie Asien.

Diese Entwicklung zeigt sich aktuell besonders deutlich. Die Störungen im Golf betreffen nicht nur Öl, sondern auch LNG-Lieferungen. Gerade weil Europa seit 2022 stärker auf den internationalen LNG-Markt angewiesen ist, wirken sich solche globalen Verwerfungen heute schneller und direkter auf europäische Gaspreise aus als noch vor wenigen Jahren.

Das verändert die Preisbildung grundlegend. Europäische Gaspreise entstehen heute deutlich stärker im globalen Kontext als noch vor wenigen Jahren. Entwicklungen in anderen Weltregionen wirken sich damit unmittelbarer auf das Preisniveau in Europa aus.

 

Vom Gaspreis zum Strompreis

Die Auswirkungen bleiben nicht auf den Gasmarkt beschränkt. Sie übertragen sich direkt auf den Strommarkt.

Der Strompreis in Europa wird nach dem Prinzip der Merit Order gebildet. Dabei bestimmt das jeweils teuerste noch benötigte Kraftwerk den Preis für alle eingespeisten Strommengen. In vielen Situationen sind das Gaskraftwerke, insbesondere dann, wenn erneuerbare Erzeugung nicht ausreicht, um die Nachfrage vollständig zu decken.

Steigen die Gaspreise, steigen daher häufig auch die Strompreise. Diese Kopplung wurde während der Energiekrise ab 2022 besonders deutlich sichtbar und prägt die Preisbildung bis heute.

 

Was wir daran bereits kennen

Die aktuellen Entwicklungen greifen Mechanismen auf, die in den vergangenen Jahren bereits mehrfach sichtbar geworden sind.

Mit dem Rückgang russischer Gaslieferungen ab 2022 kam es zu massiven Preissteigerungen auf den europäischen Gasmärkten. In der Folge stiegen auch die Strompreise erheblich. Auslöser war damals ein politischer Bruch in den Energiebeziehungen zwischen Europa und Russland.

Ähnliche Zusammenhänge waren auch in anderen Situationen zu beobachten. Bereits während der Gaskrisen zwischen Russland und der Ukraine in den Jahren 2006 und 2009 führten unterbrochene Transitströme zu Versorgungsengpässen und spürbaren Preisreaktionen in Europa. Auch geopolitische Spannungen im Nahen Osten, etwa während des Arabischen Frühlings ab 2011, wirkten sich unmittelbar auf die Ölpreise aus, obwohl die globalen Fördermengen nur teilweise betroffen waren.

Die zugrunde liegende Dynamik ist in all diesen Fällen vergleichbar. Ein externer Schock trifft auf ein Energiesystem, das stark von fossilen Importen abhängig ist. Bereits die Erwartung eingeschränkter Verfügbarkeit reicht aus, um Preisbewegungen auszulösen, die sich entlang der gesamten Wertschöpfungskette fortsetzen.

 

Die strukturelle Ursache

Die wiederkehrenden Preisreaktionen haben eine gemeinsame Grundlage: die Struktur der Energieversorgung.

Ein erheblicher Teil der europäischen Energieversorgung basiert weiterhin auf importierten fossilen Energieträgern. Öl und Erdgas werden auf internationalen Märkten gehandelt, ihre Preise entstehen im globalen Wettbewerb um verfügbare Ressourcen. Politische Konflikte, militärische Spannungen oder Störungen entlang zentraler Transportwege wirken sich daher unmittelbar auf die Preisbildung aus.

Die Preisentwicklungen der letzten Jahre folgen dabei einem klar erkennbaren Zusammenhang: Steigen geopolitische Risiken entlang zentraler Förderregionen oder Transportwege, steigen auch die Preise für fossile Energieträger, unabhängig davon, ob es bereits zu tatsächlichen Lieferausfällen kommt.

Diese Dynamik war während der Energiekrise ab 2022 ebenso zu beobachten wie in der aktuellen Entwicklung. In beiden Fällen wurden Preisbewegungen nicht erst durch physische Knappheit ausgelöst, sondern bereits durch veränderte Erwartungen an die zukünftige Verfügbarkeit von Energie.

Solange Energieversorgung in wesentlichen Teilen auf importierten fossilen Energieträgern basiert, bleiben Energiesysteme anfällig für externe Schocks. Jede geopolitische Spannung und jede Störung entlang globaler Lieferketten hat das Potenzial, sich unmittelbar in den Energiepreisen niederzuschlagen.

 

Die Rolle erneuerbarer Energiequellen

Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien verändert sich diese Struktur.

Technologien wie Wasserkraft, Windenergie, Photovoltaik oder Bioenergie basieren auf Ressourcen, die innerhalb des eigenen Energiesystems verfügbar sind. Ihre Kosten entstehen nicht im globalen Wettbewerb um fossile Rohstoffe, sondern in der Errichtung und dem Betrieb der Anlagen.

Damit verschieben sie die Grundlage der Energieversorgung. Die Bedeutung importierter Brennstoffe für die Preisbildung nimmt ab, während ein größerer Teil der Kosten im System selbst entsteht und damit weniger kurzfristigen externen Einflüssen unterliegt.

Gleichzeitig verändert sich auch die Preisbildung im Strommarkt. Mit steigenden Anteilen erneuerbarer Erzeugung sinkt die Rolle von Gaskraftwerken als preisbestimmende Technologie.

Ein Energiesystem, das stärker auf erneuerbaren und heimischen Energiequellen basiert, reagiert weniger sensibel auf geopolitische Spannungen und verlagert die Preisbildung schrittweise weg von globalen Märkten hin zu stärker regional bestimmten Kosten.

 

Fakten:

„Energiepreise steigen nicht erst bei tatsächlichen Lieferausfällen. Bereits die Erwartung möglicher Störungen entlang zentraler Handelsrouten reicht aus, um Märkte spürbar zu bewegen.“

„Die europäische Energieversorgung ist heute stärker in globale Märkte eingebunden als noch vor wenigen Jahren. Entwicklungen in anderen Weltregionen wirken sich dadurch unmittelbarer auf das Preisniveau in Europa aus.“

„Im Strommarkt wird der Preis durch das teuerste noch benötigte Kraftwerk bestimmt. Steigen die Kosten für Gas, übertragen sich diese Effekte direkt auf den Strompreis.“

„Preisschwankungen entstehen nicht zufällig, sondern folgen der Struktur des Systems. Solange Energieversorgung stark auf importierten fossilen Rohstoffen basiert, bleiben Energiemärkte anfällig für geopolitische Spannungen.“

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Ausgabe 38: Die CO₂-Bilanzierung von Biomasse

Warum die CO₂-Bilanzierung von Biomasse immer wieder diskutiert wird

Die CO₂-Bilanzierung von Biomasse gehört seit Jahren zu den wiederkehrenden Themen energie- und klimapolitischer Debatten. Sie rückt insbesondere dann in den Fokus, wenn neue Bewertungsansätze entwickelt werden oder unterschiedliche Bilanzierungslogiken aufeinandertreffen. Auffällig ist dabei, dass weniger die naturwissenschaftlichen Grundlagen strittig sind als vielmehr die Frage, wie Emissionen systemisch zugeordnet und bewertet werden.

Unbestritten ist, dass bei der energetischen Nutzung von Holz CO₂ freigesetzt wird. Die zentrale Frage lautet jedoch, wie diese Emissionen im Gesamtsystem des Klimaschutzes eingeordnet werden und welche Rolle sie im Vergleich zu fossilen Emissionen spielen. Die europäische Klimapolitik folgt hier einer klar definierten Logik, die biogene und fossile Kohlenstoffflüsse unterscheidet und Emissionen sektoral zuordnet.

Diese Ausgabe von Holzkraft recherchiert erläutert die Grundlagen dieser Logik. Sie zeigt auf, wie physikalische Zusammenhänge, internationale Inventarsysteme und europäische Regulierung ineinandergreifen und warum Biomasse im EU-Emissionshandel bilanziell als CO₂-neutral behandelt wird.

Biogener und fossiler Kohlenstoff als unterschiedliche Ausgangsgrößen

Für die klimapolitische Bewertung ist entscheidend, aus welchem Kohlenstoffreservoir ein Energieträger stammt. Fossile Energieträger enthalten Kohlenstoff, der über geologische Zeiträume vom natürlichen Kreislauf getrennt war. Jede Nutzung führt dazu, dass zusätzlicher Kohlenstoff dauerhaft in die Atmosphäre eingebracht wird. Diese Emissionen sind kumulativ und prägen die langfristige Erhöhung der CO₂-Konzentration.

Biomasse basiert hingegen auf Kohlenstoff, der im Zuge des Pflanzenwachstums aus der Atmosphäre aufgenommen wurde. Dieser Kohlenstoff zirkuliert innerhalb vergleichsweise kurzer Zeiträume zwischen Atmosphäre, Vegetation und Böden. Die energetische Nutzung setzt ihn wieder frei, ohne einen neuen Kohlenstoffpool zu erschließen.

Für die Klimawirkung ist daher nicht der einzelne Emissionszeitpunkt entscheidend, sondern die Entwicklung des Kohlenstoffvorrats im bewirtschafteten System. In nachhaltig bewirtschafteten Wäldern bleibt dieser Vorrat über längere Zeiträume stabil oder nimmt zu, weil die Entnahme durch laufenden Zuwachs ausgeglichen wird. Unter diesen Bedingungen führt die Nutzung von Holz nicht zu einer dauerhaften Erhöhung der atmosphärischen CO₂-Konzentration.

Diese Unterscheidung bildet die physikalische Grundlage aller etablierten Klimabilanzierungssysteme.

Inventarsysteme und die Logik sektoraler Zuordnung

Internationale Klimabilanzierung folgt nicht dem Prinzip, Emissionen ausschließlich dort zu erfassen, wo sie physisch freigesetzt werden. Stattdessen werden Emissionen jenen Sektoren zugeordnet, in denen ihre Ursachen systemisch verortet sind. Ziel ist eine konsistente Gesamtrechnung, die Doppelzählungen vermeidet und die Wirkung einzelner Politikbereiche nachvollziehbar macht.

Biogene Kohlenstoffflüsse werden dem Sektor Landnutzung, Landnutzungsänderung und Forstwirtschaft zugeordnet. Dort werden sowohl die Aufnahme von CO₂ durch Wachstum als auch die Freisetzung durch Ernte, Nutzung oder Flächenänderungen bilanziert. Der Energiesektor erfasst demgegenüber fossile Emissionen, die zusätzlich in den atmosphärischen Kreislauf eingebracht werden.

Diese Zuordnung ist zentral für das Verständnis der CO₂-Bilanzierung von Biomasse. Würden biogene Emissionen zusätzlich im Energiesektor erfasst, käme es zu einer systematischen Doppelzählung. Die Entscheidung, biogenes CO₂ nicht im Energiesektor zu bilanzieren, ist daher eine Grundvoraussetzung für konsistente nationale und internationale Klimabilanzen.

IPCC-Leitlinien als internationale Grundlage

Die Leitlinien des Weltklimarats bilden seit Jahrzehnten die Grundlage für nationale Treibhausgasinventare. Sie definieren die sektorale Struktur der Berichterstattung und legen fest, wie Emissionen und Senken zu erfassen sind.

Für Biomasse bedeutet das, dass Emissionen aus der energetischen Nutzung nicht als zusätzliche Emissionen im Energiesektor ausgewiesen werden. Stattdessen werden Veränderungen der Kohlenstoffvorräte in Wäldern und Böden im Landnutzungssektor erfasst. Entscheidend ist dabei die Nettoentwicklung dieser Vorräte über die Zeit.

Dieses System erlaubt es, die Klimawirkung von Landnutzung und Biomassenutzung unabhängig von der konkreten Verwendungsform abzubilden. Ob Holz stofflich genutzt oder energetisch verwertet wird, ist für die Inventarlogik zweitrangig. Maßgeblich ist die Entwicklung des Kohlenstoffsystems insgesamt.

Die Europäische Union hat diese international abgestimmte Logik vollständig übernommen.

Der EU-Emissionshandel als Umsetzung dieser Logik

Der EU-Emissionshandel ist darauf ausgerichtet, fossile Emissionen zu erfassen und durch ein Preissignal zu reduzieren. Er konzentriert sich auf Emissionen, die zusätzlich entstehen und politisch steuerbar sind.

Biogene Emissionen aus nachhaltiger Biomasse werden im Emissionshandel daher mit einem Emissionsfaktor von null angesetzt. Diese Behandlung folgt direkt aus der sektoralen Trennung der Inventarsysteme. Sie stellt sicher, dass der Emissionshandel jene Emissionsquellen adressiert, für die er konzipiert wurde, und nicht Emissionen erfasst, die systemisch an anderer Stelle bilanziert werden.

Voraussetzung ist die Einhaltung klar definierter Nachhaltigkeitskriterien. Die CO₂-Bilanzierung von Biomasse ist damit unmittelbar an regulatorische Vorgaben gekoppelt.

RED II und RED III: Regulierung durch Bedingungen

Die Erneuerbare-Energien-Richtlinien präzisieren die Rahmenbedingungen für die Nutzung von Biomasse. Sie definieren detaillierte Kriterien für Herkunft, Bewirtschaftung und Treibhausgasminderung entlang der gesamten Wertschöpfungskette.

Diese Kriterien sollen sicherstellen, dass die Nutzung von Biomasse mit den Zielen der europäischen Klima- und Umweltpolitik vereinbar bleibt. Sie begrenzen Risiken wie Übernutzung, Entwaldung oder Verlagerungseffekte und koppeln die Anerkennung von Biomasse im Energiesystem an überprüfbare Anforderungen.

Die CO₂-Bilanzierung von Biomasse ist damit Teil eines abgestuften Regelsystems, das physikalische Grundlagen, internationale Inventarlogik und europäische Zielsetzungen miteinander verbindet.

Warum aktuell über andere CO₂-Bilanzierungen für Biomasse gesprochen wird

Die europäische Klimapolitik behandelt nachhaltige Biomasse seit vielen Jahren bilanziell mit null CO₂-Emissionen im Energiesektor. Diese Regel ist rechtlich verankert und Teil des internationalen Inventarsystems. Parallel dazu entwickelt sich jedoch eine zweite Debatte, die nicht aus der Energiepolitik, sondern aus der Unternehmensberichterstattung und dem Finanzmarkt stammt. Dort geht es nicht um nationale Emissionsziele, sondern um die Bewertung einzelner Tätigkeiten, Produkte und Investitionsentscheidungen.

In diesen Ansätzen rückt die Frage in den Vordergrund, wie emissionsintensiv eine konkrete Nutzung aus Sicht eines Unternehmens erscheint. Dafür werden Emissionen direkt der jeweiligen Aktivität zugerechnet. Bei Biomasse bedeutet das, dass der CO₂-Ausstoß bei der Verbrennung sichtbar gemacht und bilanziell erfasst wird, unabhängig davon, dass dieser Kohlenstoff im europäischen Klimasystem dem Landnutzungssektor zugeordnet ist und dort bilanziert wird.

Das zugrunde liegende Problem besteht darin, dass diese aktivitätsbezogene Betrachtung die Systemlogik der Klimapolitik nicht abbildet. Die Senkenwirkung nachhaltig bewirtschafteter Wälder, zeitliche Ausgleichseffekte sowie die Gesamtentwicklung der Kohlenstoffvorräte bleiben außen vor. Biomasse wird dadurch rechnerisch wie ein fossiler Energieträger behandelt, obwohl sie Teil eines geschlossenen biogenen Kreislaufs ist.

Die Folge ist eine bilanzielle Verzerrung. Entscheidungen, die im europäischen Klimasystem zu einer Reduktion fossiler Emissionen führen, können in unternehmensbezogenen Bilanzen als emissionsintensiv erscheinen. Diese Abweichung betrifft nicht nur die Darstellung, sondern kann reale Auswirkungen haben, etwa auf Investitionsentscheidungen, Finanzierungsbedingungen oder die Nachfrage nach Holzenergie.

Die Debatte richtet sich damit nicht gegen die Physik oder gegen nachhaltige Waldbewirtschaftung. Sie zeigt vielmehr ein Spannungsfeld zwischen zwei Bewertungslogiken, die unterschiedliche Ziele verfolgen. Während die europäische Klimapolitik Emissionen systemisch steuert, zielen unternehmensbezogene Bilanzierungen auf Vereinfachung und Vergleichbarkeit. Ohne klare Einordnung besteht das Risiko, dass bilanzielle Vereinfachungen faktisch energie- und klimapolitische Steuerungswirkungen entfalten.

Was diese Systemlogik für Holzkraftwerke bedeutet

Für Holzkraftwerke ist die CO₂-Behandlung im EU-Emissionshandel klar geregelt und rechtlich abgesichert. Sie beruht auf international anerkannten Inventarregeln und ist an die Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien geknüpft, die den Zugang zu dieser Bilanzierungslogik definieren. Gleichzeitig zeigt die aktuelle Debatte, dass Fragen der CO₂-Bewertung zunehmend über den klassischen Energiesektor hinauswirken. Berichterstattung, Finanzierung und Investitionsentscheidungen orientieren sich immer stärker an unternehmensbezogenen Bewertungsrahmen, die andere Schwerpunkte setzen als die regulatorische Klimapolitik. Umso wichtiger ist es, diese Ebenen auseinanderzuhalten und ihre jeweilige Aussagekraft richtig einzuordnen. Für die europäische Energie- und Klimapolitik bleibt die sektorale Systemlogik maßgeblich, auf der der Emissionshandel und die Anerkennung von Biomasse als erneuerbare Energie beruhen. Sie bildet weiterhin den stabilen Rahmen für die Rolle der Bioenergie in einem erneuerbaren, resilienten Energiesystem.

 

Fakten:

„Im europäischen Klimaschutz werden biogene CO₂-Emissionen aus Biomasse nicht dem Energiesektor, sondern dem Landnutzungssektor zugeordnet und dort bilanziert.“

„Nachhaltige Biomasse wird im EU-Emissionshandel mit einem Emissionsfaktor von null angesetzt, sofern die Nachhaltigkeitskriterien gemäß RED II und RED III erfüllt sind.“

„Abweichende CO₂-Bewertungen von Biomasse entstehen vor allem in unternehmensbezogenen Berichts- und Bewertungsrahmen, die Emissionen aktivitätsbezogen erfassen und nicht der Logik staatlicher Klimabilanzierung folgen.“

„Unterschiedliche Bilanzierungsansätze können zu abweichenden Darstellungen führen, ändern jedoch nichts an der rechtlichen Behandlung von Biomasse im EU-Klimarecht und im Emissionshandel.“

 

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Ausgabe 37: Netznutzungsentgelte

Wer zahlt das Netz? Netznutzungsentgelte im europäischen und internationalen Vergleich

Die Debatte rund um das Elektrizitätswirtschaftsgesetz 2025 (ElWG) ist mehr als eine bloße Gesetzesnovelle. Sie markiert einen tiefgreifenden Umbau des österreichischen Strommarktes, setzt zentrale EU-Vorgaben um und ordnet die Verteilung der Netzkosten grundlegend neu. Im Zentrum steht die Neuordnung der Systemnutzungsentgelte: Das Netznutzungsentgelt, das bislang ausschließlich auf der Verbraucherseite angesetzt wurde, soll künftig auch Erzeugungsanlagen betreffen.

Zwar leisten Erzeuger bereits heute Beiträge zu den Netzkosten, etwa über das Netzverlustentgelt für Einspeiser über 5 MW oder andere netznahe Entgelte. Neu ist jedoch, dass das zentrale Netznutzungsentgelt, das bislang ausschließlich bei Entnahmestellen verrechnet wurde, künftig auch die Erzeugerseite erfasst.

In dieser Ausgabe von Holzkraft recherchiert fokussieren wir uns auf die Netznutzungsentgelte im ElWG und werfen einen Blick darauf, wie andere Länder Netzkosten zwischen Erzeugung und Verbrauch aufteilen.

Was das ElWG bei den Netzentgelten vorsieht

Heute gilt in Österreich: Die Netzkosten liegen 2025 bei rund 3 Milliarden Euro und umfassen Errichtung, Betrieb, Instandhaltung und Ausbau der Netzinfrastruktur. Etwa 80 Prozent dieser Kosten werden über das Netznutzungsentgelt finanziert, das derzeit ausschließlich auf der Verbraucherseite erhoben wird.

Knapp 10 Prozent der Netzkosten entfallen auf das Netzverlustentgelt. Es wird je zur Hälfte von Einspeisern mit mehr als 5 MW Einspeiseleistung und von Verbrauchern getragen.

Zusätzlich fallen Entgelte für Messung, Netzzutritt, Netzbereitstellung und Systemdienstleistungen an.

In Summe tragen Einspeiser laut E Control heute rund 6 Prozent der Netzkosten, der große Rest entfällt auf Haushalte, Unternehmen und andere Entnehmer:innen. Auf den ersten Blick wirkt dieser Anteil gering. Entscheidend ist aber, wie er zustande kommt: Die 94 Prozent auf der Lastseite verteilen sich auf Millionen von Entnahmestellen, vom Haushaltszähler bis zum Industriebetrieb. Die 6 Prozent auf der Erzeugerseite werden dagegen von einer vergleichsweise kleinen Zahl großer Einspeisepunkte getragen. Für einzelne Holzkraftwerke werden netznahe Entgelte damit bereits heute zu einem spürbaren Kostenblock, auch wenn der prozentuelle Anteil am gesamten Netzkostenkuchen begrenzt bleibt.

Europa im Vergleich

Um einordnen zu können, was die geplante Neuverteilung der Netzentgelte im ElWG bedeutet, lohnt sich der Blick über die Grenzen. Wie verteilen andere europäische Länder ihre Netzkosten zwischen Erzeugung und Verbrauch, und wo steht Österreich in diesem Vergleich?

Grundlage unseres Vergleichs ist die Kurzstudie „Analyse von Einspeisenetzentgelten in Österreich vor dem Hintergrund der ElWG Novelle“, die Aurora Energy Research 2025 im Auftrag von Oesterreichs Energie erstellt hat. Ergänzend beziehen wir den ACER Bericht „Getting the signals right: electricity network tariff methodologies in Europe“ sowie frühere ACER Analysen zu Übertragungs- und Verteilnetztarifen ein, die den Anteil der Netzkosten auf Erzeuger und Entnehmer für die EU insgesamt ausweisen.

Im EU Schnitt entfallen rund 14 Prozent der Übertragungsnetzkosten und etwa 4 Prozent der Verteilnetzkosten auf die Erzeugerseite, der überwiegende Teil wird über Entnehmerentgelte finanziert. In Österreich liegen diese Anteile laut Aurora bei rund 22 Prozent auf der Übertragungsnetzebene und etwa 5 Prozent auf der Verteilnetzebene. Österreich bewegt sich damit gemeinsam mit Schweden in einer kleinen Gruppe von Ländern, in denen Einspeiser einen spürbaren Teil der Netzkosten tragen.

Die zugrunde liegende Grafik zum von Einspeisern geleisteten Anteil am Netzentgeltaufkommen zeigt diese Sonderstellung deutlich.

Quelle: AURORA (2025): Analyse von Einspeisenetzentgelten in Österreich vor dem Hintergrund der ElWG-Novelle

Schweden weist den höchsten Einspeiseranteil auf, Österreich folgt knapp dahinter. In vielen anderen Mitgliedstaaten ist der Beitrag der Erzeugung dagegen kaum messbar, die Netzkosten werden dort fast vollständig über die Lastseite refinanziert. Erzeuger zahlen vor allem Anschlussentgelte und gegebenenfalls Verlustkosten, aber kaum durchgängige Use of System Entgelte pro eingespeister Megawattstunde.

Quelle: AURORA (2025): Analyse von Einspeisenetzentgelten in Österreich vor dem Hintergrund der ElWG-Novelle

Blick über Europa hinaus

Der europäische Vergleich zeigt: Nur wenige Länder wie Schweden und Österreich binden Einspeiser spürbar in die Finanzierung der Netze ein, in vielen Staaten liegt der Beitrag der Erzeugung nahe null. Damit stellt sich die Frage, wie andere Märkte weltweit mit der Aufteilung der Netzkosten umgehen und ob Erzeuger dort stärker oder schwächer in die Pflicht genommen werden als in Europa.

Außerhalb Europas gibt es sehr unterschiedliche Ansätze. Drei Beispiele zeigen die Spannweite.

  • Chile

In Chile trugen Erzeuger lange Zeit den Großteil der Übertragungskosten. Das hat vor allem Projekte in entfernten Regionen deutlich belastet, weil ein großer Teil der Netzkosten direkt bei der Erzeugungsseite anfiel. Inzwischen wird das System reformiert, die Kosten werden schrittweise stärker auf die Lastseite verlagert. Chile zeigt damit, dass eine sehr hohe Erzeugerbeteiligung zwar möglich ist, politisch und wirtschaftlich aber zunehmend hinterfragt wird.

  • Brasilien

In Brasilien werden die Übertragungskosten über den Transmission Tariff sowohl auf Erzeuger als auch auf Entnehmer verteilt. Erneuerbare Anlagen unter 30 Megawatt erhalten teils deutliche Rabatte, wodurch die Belastung für kleinere Projekte reduziert wird. Erzeuger leisten einen merklichen Beitrag zu den Netzkosten, dieser Beitrag wird jedoch durch Schwellenwerte und Vergünstigungen gezielt gedämpft und gesteuert.

  • Singapur

In Singapur ist der Netzanteil in den Endkundentarifen hoch, die Finanzierung erfolgt aber nahezu vollständig über die Verbraucherseite. Erzeuger zahlen keine durchgängigen Netznutzungsentgelte pro eingespeister Megawattstunde, sondern tragen Netz und Systemkosten vor allem über Marktmechanismen und einzelne Gebühren. Singapur steht damit für das Gegenmodell zu einer starken Erzeugerbeteiligung und unterstreicht, dass hohe Netzkosten nicht automatisch zu hohen Entgelten auf der Erzeugerseite führen müssen.

Österreich bei den Erzeugerentgelten weit vorne

Der Blick auf Europa und ausgewählte internationale Beispiele zeigt ein breites Spektrum. Es gibt Systeme mit hoher Erzeugerbeteiligung an den Netzkosten. Chile und Brasilien sind Beispiele, in denen Erzeuger einen relevanten Anteil der Übertragungskosten tragen, diese Modelle werden jedoch schrittweise in Richtung Entlastung der Erzeugung reformiert. Auf der anderen Seite stehen Märkte, die die Finanzierung der Netze fast vollständig über die Verbrauchsseite organisieren. In Singapur, aber auch in zahlreichen europäischen Staaten, werden Netzkosten überwiegend über Verbraucherentgelte refinanziert. Erzeuger zahlen dort vor allem Anschlussentgelte und einzelne netznahe Komponenten, aber keine breiten laufenden Use of System Entgelte.

Die Mehrheit der EU Länder liegt zwischen diesen Extremen. Erzeuger leisten einen moderaten Beitrag über spezifische Netzentgelte oder Gebühren, der Hauptteil der Netzkosten bleibt auf der Verbraucherseite. Österreich gehört in dieser Logik bereits heute zu den Ländern mit überdurchschnittlicher Erzeugerbeteiligung und bildet gemeinsam mit Schweden eine kleine Gruppe von Staaten, in denen Einspeiser einen spürbaren Anteil der Netzkosten tragen.

Regulierungsbehörden und EU Institutionen nehmen die Wirkung solcher Entgelte seit Jahren ausdrücklich in den Blick. Die Europäische Kommission hält fest, dass Netzentgelte auf der Erzeugerseite Investitionsentscheidungen und Wettbewerbsbedingungen beeinflussen. ACER warnt in seinen Analysen vor unkoordinierten oder doppelt ansetzenden Netzgebühren für Erzeuger, weil sie Standortentscheidungen verzerren und einen Wettlauf um möglichst niedrige Erzeugerentgelte auslösen. Im Mittelpunkt stehen kostenreflektive, transparente Tarife ohne Doppelbelastung, die Investitionen in neue erneuerbare Kapazitäten nicht behindern.

Vor diesem Hintergrund ist Österreich bereits heute ein Land mit hoher Erzeugerbeteiligung an den Netzkosten. Eine zusätzliche Ausweitung der Netznutzungsentgelte auf der Einspeiseseite im Rahmen des ElWG verschärft diese Position und entfernt Österreich weiter von jenem Kurs, den viele europäische Staaten und die europäischen Institutionen anstreben: Netzentgelte so zu gestalten, dass sie Netzausbau und Investitionen in erneuerbare Erzeugung unterstützen, statt sie zu erschweren. Aus Sicht der Holzkraftwerke ist eine weitere Erhöhung der laufenden Entgelte auf der Erzeugerseite daher energiepolitisch und standortpolitisch problematisch.

 

Fakten:

„Österreich gehört bei den Erzeugerentgelten gemeinsam mit Schweden zur Spitzengruppe in Europa. In vielen EU Staaten zahlen Erzeuger kaum laufende Netznutzungsentgelte, die Netzkosten werden dort fast vollständig über die Verbrauchsseite finanziert.“

„Mit dem ElWG würden Holzkraftwerke zusätzlich zum Netzverlustentgelt künftig auch laufend Netznutzungsentgelt zahlen. Der Standort Österreich rückt damit weiter in Richtung hoher netzbezogener Kosten auf der Erzeugerseite.“

„Länder mit traditionell hoher Erzeugerbeteiligung wie Chile und Brasilien reformieren ihre Systeme derzeit in Richtung Entlastung der Erzeugung, während Singapur und viele EU Staaten Netze bewusst primär über Verbraucherentgelte finanzieren.“

„Europäische Institutionen und ACER halten fest, dass Netzentgelte auf der Erzeugerseite Investitions- und Standortentscheidungen beeinflussen und nicht so gestaltet sein dürfen, dass sie den Ausbau erneuerbarer Erzeugung behindern.“

Quellen:

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Ausgabe 36: Holzmarkt – ein Update

Holzkraftwerke sind auf eine verlässliche Rohstoffversorgung angewiesen, da ihre Energieerzeugung unmittelbar vom verfügbaren Brennstoff abhängt. Die Qualität und Verfügbarkeit dieser Sortimente bestimmen die Brennstoffkosten und wirken sich damit direkt auf die Wirtschaftlichkeit des Anlagenbetriebs aus.

Bereits in den Ausgaben 17 und 24 von Holzkraft recherchiert haben wir die Preisentwicklung zentraler Sortimente am Holzmarkt verfolgt. Daran knüpfen wir an und aktualisieren die fortgeschriebene Datenreihe für Rundholz, Hackgut, Faser- und Schleifholz sowie Pellets. Diese Auswahl bildet die für Holzkraftwerke maßgeblichen Brenn- und Rohstoffmärkte ab; Pellets dienen in diesem Kontext als aussagekräftiger Marktindikator entlang der Wertschöpfungskette.

Die fortgeführten Daten zeigen, dass sich der Holzmarkt über das Jahr 2024 hinweg und bis in das Jahr 2025 stabil entwickelt hat. In allen relevanten Kategorien liegen die Werte klar über dem Ausgangsniveau von 2019, bewegen sich aber seit mehreren Monaten ohne größere Ausschläge. Rundholz erreicht aktuell rund 152 Prozent des Vergleichsjahres 2019. Dieser Wert spiegelt mehrere Entwicklungen wider: eine in Teilen höhere Nachfrage der Sägeindustrie nach frischem Nadelsägerundholz, regional unterschiedliche Einschlagsmengen sowie ein insgesamt knappes Angebot in einigen Beschaffungsgebieten. Diese Faktoren wirken sich je nach Region unterschiedlich aus, erklären aber in Summe das anhaltend hohe Preisniveau in der Rundholzkategorie unserer Datenreihe. Pellets liegen stabil bei rund 126 Prozent, getragen durch kontinuierliche Abnahmemengen und konstante Produktionsbedingungen. Faser- und Schleifholz liegt bei rund 117 Prozent. Der gleichmäßige Verlauf dieser Kategorie ergibt sich aus einer stabilen Nachfrage im Industrieholzbereich und einer kontinuierlichen Abnahme der verfügbaren Mengen, was sich indirekt auf die gesamte Rohstoffsituation im Energieholzmarkt auswirkt. Hackgut, der zentrale Brennstoff für Holzkraftwerke, liegt bei etwa 106 Prozent und zeigt seit Monaten nur geringe Schwankungen. Die Werte verdeutlichen, dass sich der Markt insgesamt auf einem erhöhten Preisniveau eingependelt hat.

Aus den aktuellen Marktinformationen ergibt sich kein Hinweis darauf, dass die Preise kurzfristig deutlich sinken. Die Nachfrage in den relevanten Sortimentsbereichen bleibt stabil und die Versorgungssituation überwiegend ausgeglichen, auch wenn witterungs- oder konjunkturbedingte Marktschwankungen weiterhin möglich sind.

 

Fakten:

„Für Holzkraftwerke bleibt die Entwicklung der Rohstoffpreise ein zentraler Faktor, weil sie über wirtschaftliche Planungssicherheit und langfristige Betriebsperspektiven entscheidet.“

„Die aktuellen Preisreihen zeigen ein dauerhaft hohes Marktiveau ohne größere Ausschläge, das sich seit 2023 weitgehend verstetigt hat.“

„Regionale Unterschiede bei Rundholz und Hackgut verdeutlichen den Einfluss lokaler Einschlagsmengen, Transportwege und saisonaler Verfügbarkeiten auf die Brennstoffkosten.“

Quellen:

  • holzkurier.com

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Ausgabe 35: Stromgestehungskosten

Stromgestehungskosten

Was kostet es tatsächlich, Strom aus erneuerbaren Energien zu erzeugen? Gemeint ist hier nicht der Preis, zu dem Strom an der Börse gehandelt wird, sondern die tatsächlichen Kosten, die dort entstehen, wo der Strom produziert wird: in der Anlage selbst. Diese Frage führt zu einer Kennzahl, die in der wirtschaftlichen Bewertung und in der Ausgestaltung von Fördersystemen eine zentrale Rolle spielt: den Stromgestehungskosten. Im internationalen Kontext spricht man auch von den Levelized Cost of Electricity. Sie geben an, welcher durchschnittliche Preis pro Megawattstunde notwendig ist, um sämtliche Kosten einer Stromerzeugungsanlage über ihre gesamte Lebensdauer zu decken. Dazu gehören Investitionen, laufender Betrieb, Wartung, Brennstoffkosten und Kapitalkosten.

In dieser Ausgabe von Holzkraft recherchiert erklären wir, wie Stromgestehungskosten berechnet werden, welche Faktoren dabei eine Rolle spielen und warum sie gerade für Holzkraftwerke differenziert betrachtet werden müssen.

Wie Stromgestehungskosten berechnet werden

Stromgestehungskosten erfassen den mittleren Erzeugungspreis pro Megawattstunde über die technische Lebensdauer einer Anlage. Sie werden in Euro pro Megawattstunde (oder auch Euro pro Kilowattstunde) angegeben und berechnen sich aus den Gesamtkosten geteilt durch die gesamte Stromerzeugung in Megawattstunden.

Berücksichtigt werden dabei die Investitionskosten inklusive Planung, Errichtung und Netzanbindung, die laufenden Betriebskosten für Wartung, Personal, Versicherungen und Verwaltung, die Brennstoffkosten, die bei Holzkraftwerken meist den größten Anteil ausmachen, sowie Kapitalkosten wie Zins und Abschreibung. Auch die erwartete Jahresstromproduktion auf Basis der Volllaststunden fließt in die Berechnung ein.

Je höher die Auslastung und je niedriger die variablen Kosten, desto niedriger fallen die Stromgestehungskosten aus. Wetterabhängige Technologien wie Photovoltaik oder Wind schwanken je nach Standort und Einstrahlung. Bei steuerbaren Anlagen wie Holzkraftwerken sind vor allem die Betriebskosten und der Wartungsaufwand ausschlaggebend.

Ein Blick auf die aktuelle Darstellung der Stromgestehungskosten des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) zeigt die große Bandbreite zwischen den verschiedenen Erzeugungstechnologien. Während Windkraft und Photovoltaik je nach Anlagentyp eher niedrige Stromgestehungskosten aufweisen, liegt Bioenergie im oberen Bereich.

Quelle: Frauenhofer ISE

Besonderheiten von Holzkraftwerken

Bei holzbasierter Kraft-Wärme-Kopplung unterscheidet sich die Kostenstruktur deutlich von jener anderer erneuerbarer Technologien. Besonders relevant ist, dass die Brennstoffkosten den Großteil der laufenden Ausgaben ausmachen. Deren Preise hängen stark von regionaler Verfügbarkeit, Qualität und Marktentwicklung ab, unabhängig vom eingesetzten Sortiment. Zusätzlich wird Wärme mitproduziert, was bedeutet, dass eine reine Strombetrachtung nicht ausreicht. Die Aufteilung der Kosten zwischen Strom und Wärme ist komplex, aber entscheidend. Flexibilitäten im Betrieb, etwa durch Nachtabsenkung oder saisonale Fahrweise, beeinflussen die Betriebsstunden und damit die Stromgestehungskosten. Auch die Betriebsführung ist technisch anspruchsvoll und führt zu höheren Personalkosten.

Diese Besonderheiten führen dazu, dass pauschale Vergleiche mit anderen Technologien häufig zu verzerrten Ergebnissen führen.

Internationale Vergleichswerte einordnen

Internationale Studien wie die Analysen von Fraunhofer ISE und der IRENA-Bericht zu den „Stromgestehungskosten erneuerbarer Technologien im Jahr 2024“ weisen für Bioenergie vergleichsweise hohe Werte aus. Die Spannen liegen dort typischerweise zwischen rund 100 und 200 Euro pro Megawattstunde.

Für feste Biomasse nennt Fraunhofer ISE konkret Stromgestehungskosten von 11,5 bis 23,5 Cent pro Kilowattstunde. Umgerechnet entspricht das 115 bis 235 Euro pro Megawattstunde. Diese Werte gelten bei typischen Auslegungen mit Brennholz als Hauptbrennstoff und unter Berücksichtigung der gekoppelten Wärmeauskopplung. Grundlage sind Brennstoffkosten von 2,4 Cent pro Kilowattstunde thermisch. Einnahmen aus der Wärmeerzeugung wurden in Form sogenannter Wärmegutschriften angerechnet.

Diese methodische Differenzierung ist entscheidend für die Einordnung. Viele andere Studien legen nicht offen, ob oder wie Wärmenutzung berücksichtigt wird. Auch Unterschiede bei der Brennstoffqualität, der Betriebsweise, dem Instandhaltungsaufwand oder der technischen Ausführung bleiben in den meisten Fällen unberücksichtigt. Für Holzkraftwerke mit gekoppelter Wärmebereitstellung und komplexer Kostenstruktur sind solche Durchschnittswerte daher nur bedingt aussagekräftig.

Der IRENA-Bericht hebt hervor, dass Bioenergie aufgrund ihrer technologischen Vielfalt nur eingeschränkt mit anderen Erzeugungsarten vergleichbar ist. Besonders im Zusammenhang mit nationalen Förderinstrumenten und bei der Bewertung konkreter Anlagen ist es notwendig, auf realitätsnahe und verlässliche Daten zurückzugreifen.

Wärmegutschrift als Unsicherheitsfaktor

Ein häufig verwendeter Ansatz ist die sogenannte Wärmegutschrift: Einnahmen oder angenommene Erträge aus der Wärmenutzung werden von den Gesamtkosten abgezogen, bevor die Stromgestehungskosten berechnet werden. Dadurch sinken die ausgewiesenen Stromgestehungskosten, je nach Höhe der angesetzten Wärmegutschrift zum Teil deutlich. Diese Methode ist in der wissenschaftlichen Praxis anerkannt, birgt aber Risiken, wenn die Annahmen nicht technologiespezifisch und realitätsnah getroffen werden. Für Holzkraftwerke mit komplexer Kostenstruktur können so zu niedrige Werte ausgewiesen werden, die nicht der betrieblichen Realität entsprechen.

Bedeutung für Förderpolitik und Marktintegration

Für Holzkraftwerke kann das weitreichende Folgen haben. Wenn die Kosten zu hoch angesetzt werden, drohen der Ausschluss aus Fördermechanismen und die politische Abwertung der Technologie. Werden sie zu niedrig angesetzt, entstehen wirtschaftlich unrealistische Erwartungen. Beides führt zu Fehlentwicklungen.
In Österreich dienen Stromgestehungskosten als zentrale Grundlage für die Berechnung von Förderhöhen und Referenzwerten im Rahmen des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzes. An dieser Stelle entscheidet sich, ob Anlagen wirtschaftlich betrieben werden können oder ob sie vom Markt verschwinden. Basieren die zugrunde liegenden Zahlen auf ungenauen oder nicht technologiespezifischen Annahmen, gerät das gesamte Fördersystem ins Wanken. Investitionen bleiben aus, bestehende Anlagen geraten unter Druck und müssen im schlimmsten Fall stillgelegt werden. Das betrifft nicht nur einzelne Betreiberinnen und Betreiber, sondern wirkt sich auf die Versorgungssicherheit, das Erreichen der Klimaziele und die regionale Wertschöpfung aus.

Praxisdaten als Grundlage für politische Entscheidungen

Gemeinsam mit der Österreichischen Energieagentur erfassen wir als IG Holzkraft die tatsächlichen Stromgestehungskosten bestehender Holzkraftwerke in Österreich. Im Mittelpunkt steht ein strukturierter Betreiberfragebogen, der die konkreten Bedingungen im laufenden Betrieb abbildet. Er umfasst Investitionen, laufende Kosten und die anteilige Wärmenutzung. Alle Angaben werden ausschließlich durch die Österreichische Energieagentur verarbeitet, streng vertraulich behandelt und anonymisiert ausgewertet.

Diese Daten sind entscheidend für die politische Entscheidungsfindung. Sie bilden die Grundlage für die Bestimmung von Förderhöhen und die Festlegung von Referenzwerten. Sie entscheiden darüber, ob Projekte wirtschaftlich tragfähig sind oder ob sie an unrealistischen Rahmenbedingungen scheitern. Wenn Annahmen falsch oder unvollständig sind, geraten bestehende Anlagen unter Druck, Investitionen bleiben aus und neue Projekte werden nicht realisiert. Die Konsequenzen reichen weit über den einzelnen Standort hinaus und betreffen das gesamte Energiesystem.

Deshalb ist die Teilnahme an der Erhebung kein bloßer Verwaltungsakt. Sie ist entscheidend. Wer den Fragebogen ignoriert, entzieht unserer politischen Arbeit die Grundlage und gefährdet die Weiterentwicklung unseres Fördersystems. Jede Rückmeldung hingegen stärkt unsere Argumentation, macht die Realität sichtbar und ist ein aktiver Beitrag zur Zukunft der Holzkraft.

Wir laden alle Betreiberinnen und Betreiber, Planerinnen und Planer sowie Projektentwicklerinnen und Projektentwickler ein, sich zu beteiligen. Die Teilnahme ist unabhängig vom Projektstatus oder einer Mitgliedschaft.
Alle Infos finden Sie hier.

Fakten:

„Stromgestehungskosten bilden die Basis für Förderhöhen und Referenzwerte nach dem Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz – und entscheiden so über die wirtschaftliche Tragfähigkeit von Holzkraftwerken.“

„Wird die Wärmegutschrift zu optimistisch angesetzt, erscheinen die Stromkosten rechnerisch zu niedrig – mit direkten Folgen für Förderentscheidungen und Markteintrittshürden.“

„Nur technologiespezifische, realitätsnahe Kostenkennzahlen verhindern systematische Unterförderung – und sichern Investitionen, Planungssicherheit und Versorgungskapazitäten.“

Quellen:

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Ausgabe 34: RED III: Artikel 29 im Fokus

RED III: Artikel 29 im Fokus

In der letzten Ausgabe haben wir die RED III als Ganzes eingeordnet. Nun widmen wir uns einem zentralen Abschnitt: Artikel 29. Er legt die Bedingungen fest, unter denen Bioenergie als nachhaltig gilt, auf nationale Ausbauziele angerechnet werden darf und Zugang zu Förderungen erhält. Damit ist er für Holzkraftwerke von entscheidender Bedeutung.

Kerninhalte von Artikel 29

Nachhaltigkeitsanforderungen für forstliche Biomasse

Artikel 29 zieht eine klare Grenze: Forstliche Biomasse ist nur dann nachhaltig, wenn sie nicht aus ökologisch sensiblen Flächen stammt. Dazu zählen Primärwälder ebenso wie Gebiete mit hoher Biodiversität. Entscheidend ist auch, wie geerntet wird. Strukturelemente des Waldes wie Biotopbäume oder ein Mindestmaß an Totholz müssen erhalten bleiben. Wurzelstöcke und Stümpfe dürfen nicht vollständig entnommen werden. Jede Ernte hat den Rechtsvorschriften des Herkunftslandes zu entsprechen. Neu hinzu kommt eine zentrale Vorgabe: Die Biomassenutzung darf die nationale Waldsenke nicht schwächen, sie muss so gestaltet sein, dass der Beitrag der Wälder zum Klimaschutz erhalten bleibt.

Treibhausgas-Minderung

Artikel 29 verlangt von allen neuen Biomasseanlagen seit dem 20. November 2023 mindestens 80 Prozent weniger Treibhausgase im Vergleich zu fossilen Referenzwerten. Für bestehende Anlagen gelten Übergangsfristen. Die Berechnung nach Artikel 31 bezieht den gesamten Lebenszyklus ein: von Ernte und Transport bis zur Verbrennung. Betreiber können dabei auf EU-Standardwerte zurückgreifen oder eigene, belastbare Anlagendaten nutzen, um ihre tatsächlichen Einsparungen nachzuweisen.

Schwellenwerte für die Anwendung – feste Biomasse

Unter RED II waren nur Anlagen ab 20 MW Feuerungswärmeleistung verpflichtet, die Nachhaltigkeits- und Treibhausgas-Minderungskriterien einzuhalten. Mit RED III sinkt dieser Schwellenwert auf 7,5 MW. Das bedeutet: Viele mittelgroße Holzkraftwerke, die bisher nicht von diesen Regelungen erfasst waren, müssen nun ebenfalls die Kriterien des Artikels 29 einhalten und ihre Konformität über Audits und Zertifizierungssysteme nachweisen. Dadurch steigt in Österreich die Zahl der Anlagen, die einer verbindlichen Nachhaltigkeits- und THG-Prüfung unterliegen, erheblich an.

Artikel 30 als Schlüsselfunktion

Ob die Vorgaben aus Artikel 29 eingehalten werden, regelt Artikel 30. Alle Nachhaltigkeits- und Emissionsdaten müssen entlang der gesamten Lieferkette dokumentiert werden. Dafür wird ein Massenbilanzsystem eingesetzt, das sicherstellt, dass die Menge an nachhaltiger Biomasse, die in die Kette eingespeist wird, rechnerisch mit der Menge übereinstimmt, die am Ende als nachhaltig ausgewiesen wird.

Die Kontrolle erfolgt durch unabhängige Audits, die sowohl die Datenqualität als auch die Nachvollziehbarkeit prüfen.

Von zentraler Bedeutung sind die von der EU-Kommission anerkannten freiwilligen Zertifizierungssysteme wie SURE oder PEFC. Sie gelten unionsweit und schließen zusätzliche nationale Anforderungen aus. Damit wird Doppelprüfungen vorgebeugt und den Betreibern Rechtssicherheit gegeben.

Verknüpfung mit Förderung und Effizienzanforderungen

Mit der RED III rücken Nachhaltigkeit und Effizienz direkt in den Mittelpunkt der Förderpolitik. Reine Stromerzeugungsanlagen auf Basis forstlicher Biomasse sollen künftig nur noch in eng begrenzten Ausnahmefällen gefördert werden. Priorität hat die Kraft-Wärme-Kopplung, idealerweise im Zusammenspiel mit Wärmenetzen. Die Botschaft ist eindeutig: Holzenergie soll nicht allein Strom liefern, sondern im Gesamtsystem spürbar zur Effizienz und Versorgungssicherheit beitragen.

Umsetzung in Österreich – Zuständigkeiten und Instrumente

Forstliche Nachhaltigkeit – NfBioV

Die Nachhaltige forstwirtschaftliche Biomasse-Verordnung (NfBioV) setzt die forstlichen Nachhaltigkeitskriterien aus Artikel 29 RED III in Österreich um. Sie legt fest, welche Nachweise für Herkunft, Bewirtschaftung und Schutzflächen erforderlich sind.

Zentrales Element ist die Risikobewertung, die vom Bundesforschungszentrum für Wald (BFW) erstellt wird:

  • Niedriges Risiko: es genügen standardisierte Nachweise und Selbsterklärungen,
  • Erhöhtes Risiko: es sind zusätzliche Prüfungen und detaillierte Belege bis hin zu Audits erforderlich.

Die Risikobewertung wurde vom BFW bereits nach den neuen Anforderungen der RED III aktualisiert und stuft Österreich weiterhin in der Kategorie „niedriges Risiko“ ein.

Erlassen und überwacht wird die NfBioV durch das BMLUK, der Vollzug erfolgt in Zusammenarbeit mit den Landesbehörden. Damit bildet die NfBioV das nationale Instrument, um die Vorgaben aus Artikel 29 auf die Praxis der Waldbewirtschaftung herunterzubrechen.

Treibhausgas-Bilanz – BMEN-VO

Die Biomasseenergie-Nachhaltigkeitsverordnung (BMEN-VO) setzt die Vorgaben zu Treibhausgas-Minderung und Dokumentation aus Artikel 29 RED III in Österreich um. Sie schreibt vor, wie Betreiber ihre Brennstoffmengen und die daraus resultierenden Emissionseinsparungen berechnen und nachweisen müssen.

Zentrales Instrument ist das BMEN-Register, das vom Umweltbundesamt (UBA) geführt wird:

  • Betreiber tragen dort ihre Energiemengen und die zugehörigen Treibhausgasdaten ein.
  • Das UBA verwaltet das Register, prüft die Einträge und stellt sicher, dass die Daten für nationale und europäische Berichte genutzt werden können.
  • Nur eingetragene Mengen gelten als nachhaltig im Sinne von Artikel 29 und können sowohl auf die Ausbauziele angerechnet als auch für Förderungen berücksichtigt werden.

Erlassen wird die BMEN-VO vom BMWET. Derzeit orientiert sie sich noch an den Schwellenwerten der RED II (20 MW für feste Biomasse). Die Absenkung auf 7,5 MW nach RED III ist in Österreich noch nicht umgesetzt und wird eine größere Zahl an Anlagen in die Nachweispflicht bringen.

Förderpraxis

Das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) knüpft Förderungen unmittelbar an die Erfüllung der Nachhaltigkeits- und THG-Kriterien. Zuständig für den Rechtsrahmen ist das BMWET. Die E-Control überwacht den Vollzug, während die OeMAG als Abwicklungsstelle die Marktprämien vergibt.
Mit der RED III wird eine Anpassung der Förderpraxis erforderlich. Besonders betroffen sind reine Stromanlagen, deren Förderung künftig nur noch in engen Ausnahmefällen zulässig ist, sowie KWK-Anlagen, die strengere Effizienzanforderungen erfüllen müssen. Damit wird der europäische Kurs, Holzenergie stärker auf gekoppelte Nutzung und Wärmeeinbindung auszurichten, direkt ins österreichische Fördersystem übertragen.

Artikel 29 als neuer Maßstab

Artikel 29 verschiebt den Rahmen für die Bioenergie grundlegend: Nachhaltigkeit, Treibhausgas-Minderung und Effizienz sind nicht länger Begleitkriterien, sondern Voraussetzung für Anrechnung und Förderung. Mit den niedrigeren Schwellenwerten rücken deutlich mehr Anlagen in die Pflicht. Für Österreich heißt das: NfBioV, BMEN-VO und EAG müssen im Vollzug enger zusammenspielen, damit die Vorgaben überprüfbar werden. Für die Branche wird damit klar: Die RED III macht den Nachweis zur zentralen Bedingung und definiert damit die künftige Rolle der Holzbioenergie in der Energiewende.

 

Fakten:

„Artikel 29 der RED III ist die Schlüsselnorm für Bioenergie. Er legt fest, wann forstliche Biomasse als nachhaltig anerkannt wird und welche Anforderungen für Treibhausgas-Minderung erfüllt sein müssen.“

„Mit der Absenkung des Schwellenwerts von 20 auf 7,5 MW Feuerungswärmeleistung fallen künftig deutlich mehr Holzkraftwerke unter die verbindlichen Nachweis- und Dokumentationspflichten.“

„Artikel 30 und 31 konkretisieren die Umsetzung: Nachhaltigkeits- und Emissionsdaten müssen über Massenbilanzsysteme nachgeführt, durch Audits überprüft und in anerkannten Zertifizierungssystemen abgesichert werden.“

„In Österreich greifen NfBioV, BMEN-VO und EAG ineinander. BMLUK, BMWET, Umweltbundesamt und BFW sind gemeinsam dafür verantwortlich, dass die RED-III-Kriterien im Vollzug wirksam umgesetzt werden.“

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