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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 23: Der Wald der Zukunft ist Klimafit

Am 20.September 2023 wurde im Ministerrat die Novelle des Forstgesetzes beschlossen. Dadurch kam es zu verschiedenen Neuerungen im Bereich der Forstwirtschaft. Das Hauptziel der Novelle besteht darin, die Wälder klimafitter zu machen. Dies erfolgt auf verschiedenen Ebenen.

Um dieses Ziel zu erreichen, wurde unter anderem der Klimawandel und dessen Auswirkung auf die Umwelt in den §1 ForstG explizit aufgenommen und fällt somit unter die Nachhaltigkeit. Zusätzlich wurde auch die wichtige Fähigkeit der Wälder zur Kohlenstoffaufnahme und -speicherung als Aufgabe der nachhaltigen Waldbewirtschaftung hinzugefügt. Dadurch wurde die wichtige Rolle der Wälder als Kohlenstoffaufnehmer und -speicher im Hinblick auf eine sich durch den Klimawandel verändernden Umwelt gesetzlich verankert. Diese Rolle wurde auch in den §6 Abs. 2 lit. c aufgenommen. Der Wald soll demnach jene Beschaffenheit haben, um die Aufgaben der Forstlichen Raumplanung zu erfüllen, damit seine Wohlfahrtswirkung bestmöglich zur Geltung kommt und sichergestellt ist. Unter der Wohlfahrtswirkung versteht der Gesetzgeber nun den Einfluss auf die Umwelt, insbesondere auf den Ausgleich des Klimas einschließlich der Bedeutung für die Kohlenstoffaufnahme und -speicherung (neu eingefügt), auf den Ausgleich des Wasserhaushaltes, auf die Reinigung und Erneuerung von Luft und Wasser und auf den Erhalt der Biodiversität (neu eingefügt).

Aufgrund des Klimawandels wird es in Zukunft vermehrt zu mitunter großen Waldbränden kommen. Der Gesetzgeber reagiert darauf mit einer einheitlichen Tragung der Waldbrandbekämpfungskosten durch den Bund (§41a ForstG). Demnach werden die Waldbrandbekämpfungskosten der Feuerwehren oder der diese Kosten tragenden Gemeinden/Betriebe durch die Zahlung eines Pauschaltarifs abgegolten. Unterschieden wird zwischen Klein-, Mittel-, Groß- und Extrembränden (ab 30 Hektar). Die Höhe der Pauschaltarife für Klein-, Mittel- und Großbränden wird vom Bundesminister für Land- und Forstwirtschaft, Regionen und Wasserwirtschaft mittels Verordnung festgelegt. Die bisherige Regelung, wonach die Tragung der Waldbrandbekämpfungskosten in die Zuständigkeit der Landesgesetzgebung fällt, wird somit aufgehoben.

Ein großer und neuer Bereich besteht im Bereich der Wildbach- und Lawinenverbauung. Hier wurde nämlich eine „zeitgemäße Rechtsgrundlage“ erstellt, indem die noch relevanten Regelungen des aufgehobenen „Wildbachverbauungsgesetzes“ übernommen wurden, und durch die Einführung eines Wildbach- und Lawinenkataster. Bei diesem handelt es sich um ein geoinformationsgestütztes EDV-Anwendungssystem zur standardisierten, raumbezogenen Dokumentation, Verwaltung und Analyse von elektronischen Naturgefahreninformationen. Die Zugriffsrechte werden vom Bundesminister für Land- und Forstwirtschaft, Regionen und Wasserwirtschaft eingeräumt.

Auch ökologische Aspekte werden in der Novelle mitumfasst. So soll der Götterbaum als invasive gebietsfremde Art nicht mehr als forstlicher Bewuchs gelten. In bestimmten Verwaltungsverfahren erhält die Naturschutzbehörde ein Anhörungsrecht und zwar immer dann, wenn es um Rodungs- und Kahlhiebbewilligungen in Biotopschutzwäldern geht. Für Agroforstflächen, insbesondere für die aus Biodiversitätsgründen wertvollen Mehrnutzenhecken, soll die Möglichkeit geschaffen werden, die Waldwerdung durch Meldung an die Forstbehörde binnen 10 Jahren zu verhindern. Damit soll die Anlage solcher Flächen verfahrenstechnisch erleichtert werden.

All diese Neuerungen treten zu unterschiedlichen Zeitpunkten in Kraft. So gelten die Regelungen zur Nachhaltigkeit nach §1 ForstG bereits seit September 2023, die Regelung bezüglich der Waldbrandkostentragung jedoch erst mit 1. Jänner 2024.

 

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Ausgabe 22: EAG Monitoringbericht

Im Oktober 2023 hat die E-Control den aktuellen EAG-Monitoringbericht veröffentlicht. Unter anderem gibt der Bericht Auskunft über die aktuellen Ausbauzahlen der erneuerbaren Energien. Die 22. Ausgabe von Holzkraft recherchiert widmet sich der Frage, wie viele Holzkraftwerke im Jahr 2022 einen Vertrag mit der EAG-Abwicklungsstelle erhalten haben. Mit wie viel Zubau können wir also in den nächsten Jahren rechnen?

Das EAG sieht für Neuanlagen zwei Fördersysteme vor: Die Investitionsförderung und die Marktprämie. Die Marktprämie wiederum wird nach zwei verschiedenen Methoden vergeben. Anlagen unter 500 kWel können einen Antrag auf Marktprämie stellen, Anlagen ab 500 kWel bis 5 MWel müssen sich an einer Ausschreibung beteiligen.

Bei den Investitionsförderungen wurden 2022 elf Anträge mit einer geplanten elektrischen Leistung von insgesamt 350 kWel gestellt. Diese Anträge befinden sich derzeit alle noch in Begutachtung.

33 Anlagen unter 500 kWel  mit einer Gesamtleistung von 12 MW haben einen Antrag auf Marktprämie gestellt. Da das EAG jährlich nur einen Zubau von 7,5 MW in dieser Kategorie vorsieht, wurden 24 dieser Anträge angenommen. Die angenommene elektrische Leistung beträgt 7,2 MW.

Bei den Ausschreibungen ist ebenfalls ein jährliches Ausschreibevolumen von 7,5 MW vorgesehen. Zwei Antragssteller haben sich an der Ausschreibung 2022 beteiligt. Ein Antragssteller erhielt den Zuschlag für eine Anlage mit einer Leistung von 5 MW.

Im Jahr 2022 haben folglich insgesamt 36 Holzkraftwerke mit einer Gesamtleistung von rund 12,5 MW einen Vertrag nach EAG mit der EAG-Abwicklungsstelle erhalten.

 

 

Argumente

  • Vom jährlich nach EAG vorgesehenen Zubau von 15 MW, wurden für das Jahr 2023 12,5 MW ausgeschöpft
  • Bei den Ausschreibungen wurde bedingt durch den Ausschreibemodus ein Volumen von 2,5 MW nicht ausgeschöpft, dass auch nicht automatisch ins Folgejahr überführt wird.
  • Bis jetzt wurde noch keine Marktprämie oder Investitionsförderung nach dem EAG für Holzkraftwerke ausbezahlt.

 

Quelle: EAG-Monitoringbericht 2023, E-Control https://www.e-control.at/documents/1785851/1811582/E-Control-EAG-Monitoringbericht-2023.pdf/

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Ausgabe 21: Entwicklung der Waldbrandgefahr in Österreich

Extreme Waldbrände wie aktuell im Mittelmeerraum haben in den letzten Jahren beträchtlich zugenommen. Die Ursache hierfür liegt am anthropogenen Klimawandel. Die stetige Zunahme von Hitzetagen und den damit verbundenen Trockenperioden sind wesentliche Treiber von Waldbränden. Demzufolge hat sich auch die Waldbrandgefahr in Österreich in den letzten Jahren verschärft. Dies zeigt auch ein Blick in die Waldbrand-Datenbank der Universität für Bodenkultur. In dem Zeitraum von 2000 bis 2010 gab es in Österreich jährlich rund 130 Waldbrände, im Zeitraum von 2011 bis 2021 erhöhte sich die Anzahl auf 220 Brände.

Betrachtet man die Waldbrände in den Alpenregionen, lässt sich erkennen, dass es zwei Brandsaisonen gibt. Die erste beginnt im Frühjahr (März bis April) und wird durch Trockenheit während der Wintermonate in Kombination mit frühlingshaften Wetterbedingungen verursacht. Die zweite Brandsaison beginnt in den Sommermonaten (Juli, August) und wird durch trockene Wetterbedingungen hervorgerufen. Bisher kam es überwiegenden in den Frühjahrsmonaten zu Waldbränden, was sich jedoch in den letzten Jahren immer mehr in die Sommermonate verschiebt. Eine Häufung der Waldbrände in den Sommermonaten durch Hitzewellen, Dürreperioden und trockene Föhnwinde wird sich durch den Klimawandel in den nächsten Jahren weiter verstärken. Neben dem Klimawandel gibt es noch weitere Treiber, welche sich positiv auf Waldbrände auswirken. Diese Treiber sind nicht in allen Gebieten gleichermaßen relevant und treten nicht mit derselben Relevanz und Intensität auf.

Neben der direkten Auswirkung von Waldbränden auf die Tier- und Pflanzenwelt, sowie die damit verbundene Freisetzung von Kohlenstoff, gibt es zahlreiche indirekte Auswirkungen auf den Boden, die Umwelt und besonders auf die Sicherheit der Bevölkerung. Mehrere Studien aus der Schweiz sowie aus Italien haben gezeigt, dass nach Waldbränden vermehrt mit Naturgefahren wie Muren, Steinschlägen, Lawinen und verändertem Hangwasseraufkommen zu rechnen ist. Als ein Negativbeispiel für das Auftreten von Naturgefahren nach einem Waldbrand kann die Hangmure in Ronco sopra Ascona (Schweiz) genannt werden. Fünf Monate nach einem Waldbrand löste ein 10-jähriges Niederschlagsereignis ein 200-jähriges Hangmurenereignis aus, welches rund 3.500m3 Material lösten und ein darunterliegendes Dorf verwüstete.

Um einer zukünftigen Verschlimmerung der Waldbrandsituation entgegenwirken zu können, ist es laut einer Studie des Interreg Alpine Space Programme sinnvoll, ein integriertes Waldbrandmanagement zu erstellen. Die wichtigsten Punkte eines integrierten Waldbrandmanagements finden Sie in der folgenden Abbildung.

 

Quellen:

Waldbrand-Datenbank Österreich. Verfügbar unter:  https://fire.boku.ac.at/firedb/de/

Umweltbundesamt, 2021.Umgang mit Waldbrandgefahr.

EUSALP EU Strategy for the alpine region, 2020. Waldbrände in den Alpen, Stand des Wissens, zukünftige Herausforderungen und Optionen für ein integriertes Waldbrandmanagement.

 

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Ausgabe 20: Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigunggesetz (EABG)

Damit Österreich seine Klimaziele 2030 erreicht, bedarf es eines schnellen und effizienten Ausbaus der Erneuerbaren Energien. Die Regierung plant daher zwei neue Gesetze zur Beschleunigung der Energiewende. Bereits in aller Munde ist die UVP-G-Novelle, weniger bekannt ist das geplante Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungsgesetz (kurz EABG), über das noch einiges unbekannt ist. Was bereits bekannt ist, werden wir Ihnen in dieser Ausgabe vorstellen.

Geltungsbereich

Das EABG soll zu einer Beschleunigung der Energiewende führen. Betroffen sind Anlagen zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen, elektrische Leitungs- und Speicheranlagen, Fernwärme- und Kältenetze und Wasserstoffnetze. Nicht betroffen sind Anlagen des Wasserrechtsgesetzes und UVP-Verfahren, da diese bereits von der UVP-G-Novelle umfasst sind. Die inhaltlichen Schwerpunkte liegen auf der Verfahrensbeschleunigung und der Energieraumplanung. Dafür werden zwei „neue“ Instrumente etabliert: einen sogenannten „Fast Track“ und einen „One-stop-shop“.

 

 

Verfahrensbeschleunigung

Eine der großen Bremsen der Energiewende stellen die sehr langwierigen Genehmigungsverfahren dar. Der Gesetzgeber will dies durch die Etablierung eines „One-stop-shops“ beenden. Das bedeutet, dass anstelle von mehreren Bewilligungen durch mehrere Behörden nur noch eine Behörde mittels Bescheid nach dem EABG über das Projekt entscheiden wird. Diese zuständige Behörde wird grundsätzlich der jeweilige Landeshauptmann sein beziehungsweise für bestimmte Projekte wird eine abweichende Behörde (zum Beispiel zuständiges Bundesministerium) festgelegt. Zusätzlich wird es einen sogenannten „Fast Track“ geben, der als eine Art „Überholspur“ für Vorhaben der Energiewende bezeichnet wird.

Das EABG sieht eine Konzentration sämtlicher relevanter Bundes- und Landesgesetze vor, wobei die inhaltlichen Voraussetzungen der mitangewandten Gesetze (zB WRG) unberührt bleiben. Das EABG regelt demnach das Verfahren und den Umfang der Projektunterlagen.

Um die Energiewende zu Beschleunigen wird eine Genehmigungsfreistellung vorgesehen. Betroffen sind Anlagen, die emissionsarm, naturverträglich und in nicht schutzwürdigen Gebieten gelegen sind und außerdem mit keinen sicherheitstechnischen Bedenken einhergehen.

Bis Ende 2023 soll eine Zentrale Kundmachungsplattform durch das BKA erstellt werden. Dadurch soll es zu einer Erhöhten Effizienz durch Digitalisierung, erhöhte Transparenz und Vermeidung von „übergangenen“ Parteien, die im Nachhinein die Genehmigungen bekämpfen können, kommen. Die Anknüpfung der verfahrensrechtlichen Folgen an die Veröffentlichung auf dieser Plattform ermöglicht eine Strukturierung und Beschleunigung der Genehmigungsverfahren.

Das BKA will auch einen bundesweiten Pool von Sachverständigen der Bundesländer schaffen. Dadurch würde es zu einer Vereinfachung des länderübergreifenden Einsatzes kommen, um Engpässe und Verzögerungen zu vermeiden.


Aktive Energieraumplanung

Neben der Verfahrensbeschleunigung ist auch die aktive Energieraumplanung im EABG vorgesehen. Ziel soll eine Lösung bestehender Konfliktfelder mit Landnutzug und Naturschutz sein. Das EABG soll in Form eines Grundsatzgesetzes Vorgaben für Ausweisung von Vorrang- und Eignungszonen, jedenfalls für Photovoltaik- und Windkraftanlagen, regeln. Neben der verstärkten Planung von Erzeugungsanlagen sollen auch die Strom- (Übertragungs- und Verteilernetze) und Wasserstoffnetze in Zukunft vermehrt über die Raumordnung gesteuert werden. Dadurch kann auch langfristig Transparenz zwischen Verteilungs- und Erzeugungsunternehmen geschaffen werden, in welchen Gebieten in den kommenden Jahrzehnten Projekte realisiert werden sollen (Trassenfreihaltung).

Der Bund verfügt über eine derzeit ungenutzte Fachplanungskompetenz (= Kompetenz raumplanerisch tätig zu werden) im Bereich des Starkstromwegerechts und des Elektrizitätswesens. Es soll zu einer regelmäßigen Abstimmung des Bundes mit den Bundesländern kommen. Dies vor allem in Bezug auf die Raumplanung beziehungsweise Raumordnung in Hinblick auf die geplante Steuerung von Energieerzeugungsanlagen und Stromnetzen. Die Länderkompetenzen bleiben bestehen, das heißt sie müssen ihren Beitrag zur Ausweisung von genügend Flächen für die Energiewende leisten. Eine Abweisung des Antrags nur aufgrund eines Orts- oder Landschaftsbildes soll nicht mehr möglich sein.

 

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Ausgabe 19: Vergabevolumina bei Ausschreibungen nach EAG

Das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) sieht einen linearen Ausbaupfad bis 2030. Im Jahr 2030 soll zusätzlich 1 TWh Strom in Holzkraftwerken produziert werden. Dazu sind im EAG Mindestvergabevolumina von jeweils 7.500 kWel pro Jahr für die administrative Marktprämie (Anlagen unter 500 kWel) und für die wettbewerbliche Vergabe via Ausschreibung (Anlagen ab 500 kWel) vorgesehen. Bei angenommenen Volllaststunden von 6.850 h pro Jahr würde das EAG-Ziel damit knapp erreicht werden. In der ersten Ausschreibungsrunde im Jahr 2022 für Holzkraftwerke hat jedoch nur eine Leistung von 5.000 kWel den Zuschlag erhalten (siehe Ausgabe 16 von Holzkraft recherchiert). 2.500 kWel wurden bei der deutliche überzeichneten Ausschreibung (12.000 kWel wurden angeboten) nicht bezuschlagt. Diese 2.500 kWel werden nicht automatisch in die diesjährige Ausschreibung übertragen, da das EAG keinen derartigen Mechanismus vorsieht. Eine Übertragung wäre nur durch eine Erhöhung des Vergabevolumens per Verordnung der Ministerin für Klimaschutz… möglich. Eine solche Erhöhung ist zumindest für 2023 aktuell nicht vorgesehen.

In dieser Ausgabe von Holzkraft recherchiert widmen wir uns der Frage, wie der Ausbaupfad sich entwickelt, wenn die Ausschreibungen der nächsten Jahre vergleichbare Ergebnisse zeigen, wie die erste Ausschreibungsrunde im Jahr 2022.

Wird das Vergabevolumen bei den zukünftigen Ausschreibungen bis 2030 ebenfalls nicht vollständig ausgeschöpft, bleibt der Ausbaupfad hinter den Anforderungen des EAG zurück. Damit kann auch der angestrebte Ausbau der Stromproduktion um 1 TWh (0,5 TWh davon aus Holzkraftwerken ab 500 kWel) nicht erreicht werden.

Argumente:

„Das Vergabevolumen von 7.500 kWel ist für die Ausschreibung sehr niedrig angesetzt“

„Zur Erreichung der EAG-Ziele ist eine Übertragung nicht vergebener Volumina auf die nächste Ausschreibung unbedingt notwendig.“

„Zu niedrige Vergabevolumina wirken abschreckend auf potentielle Bieter, da häufig nur ein Bieter den Zuschlag erhalten kann.“

„Ein sinnvoller Wettbewerb zwischen großen Holzkraftwerken ist nur bei ausreichend hohem Vergabevolumen möglich.“

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Ausgabe 18: Deforestation Regulation

Um gegen die durch den Verbrauch und die Erzeugung in der Europäischen Union verursachte Entwaldung und Waldschädigung vorzugehen und somit auch einen Beitrag zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen zu leisten und den Verlust an biologischer Vielfalt zu verringern, veröffentlichte die Kommission einen Verordnungsvorschlag, die Deforestation Regulation.

Gegenstand und Anwendungsbereich:

Die Deforestation Regulation umfasst „relevante Rohstoffe“ (Rinder, Kakao, Kaffee, Ölpalmen, Soja und Holz) und „relevante Erzeugnisse“, die relevante Rohstoffe enthalten oder unter ihrer Verwendung hergestellt wurden zB. Brennholz in Form von Scheiten.

Die Verordnung wird gleichermaßen für das Inverkehrbringen und die Bereitstellung auf dem EU-Markt sowie die Ausfuhr aus der Union gelten.

Betroffen sind Händler und Marktteilnehmer. Für Händler gelten weniger strenge Verpflichtungen als für Marktteilnehmer, da zu dem Zeitpunkt, zu dem ein Händler über relevante Rohstoffe oder Erzeugnisse verfügen kann, diese bereits in Verkehr gebracht wurden. Wobei auch hier wieder zwischen großen Händlern, und kleinen Händlern (KMU) unterschieden wird. Große Händler werden wie Marktteilnehmer behandelt.

Durchführung:

Eingeführt wird eine abgestufte, verbindliche Sorgfaltspflichtregelung (Sorgfaltserklärung) in Verbindung mit einem Benchmarking-System, bei dem die Länder in Bezug auf Entwaldung und Waldschädigung in Verbindung mit den betreffenden Rohstoffen sowie anhand von Kriterien für das Engagement der Länder bei der Bekämpfung von Entwaldung und Waldschädigung eingestuft werden. Die Länder werden in drei Kategorien eingeteilt: geringes, normales und hohes Risiko. Die Verpflichtungen der Marktteilnehmer und Mitgliedstaaten werden je nach der Risikokategorie des Erzeugerlandes variieren, wobei für Länder mit geringem Risiko die Sorgfaltspflichtregelungen vereinfacht und für Länder mit hohem Risiko die Kontrollen verstärkt werden.

Ohne vorherige Vorlage einer Sorgfaltserklärung dürfen Marktteilnehmer keine relevanten Rohstoffe und Erzeugnisse in der Union in Verkehr bringen oder ausführen. Diese sind auch für die Risikobewertung zuständig, um festzustellen, ob das Risiko besteht, dass die relevanten Rohstoffe und Erzeugnisse, die in der Union in Verkehr gebracht oder aus dem Unionsmarkt ausgeführt werden sollen, nicht mit den Anforderungen dieser Verordnung konform sind. Kontrolliert werden sie von den, von den Mitgliedsstaaten zu ernennenden, Behörden.

Die Erzeugnisse müssen im Einklang mit der Definition des Begriffs „entwaldungsfrei“ und den Rechtsvorschriften des Erzeugerlandes hergestellt worden sein. Das bedeutet, dass Vorschriften in Bezug auf das Arbeits- und Umweltrecht sowie auf die Menschenrechte, die im Erzeugerland gelten (national und international), bei der Bewertung der Übereinstimmung von Erzeugnissen mit dieser Initiative berücksichtigt werden müssen. Entwaldung in diesem Sinne bedeutet die Umwandlung von Wäldern in landwirtschaftlich genutzte Flächen, unabhängig davon, ob sie vom Menschen herbeigeführt wird oder nicht.

Zusammenfassung:

Wesentlicher Gegenstand dieser Verordnung ist, dass relevante Rohstoffe und Erzeugnisse nur dann auf den Unionsmarkt in Verkehr gebracht oder bereitgestellt oder aus dem Unionsmarkt ausgeführt werden, wenn folgende Voraussetzungen erfüllt sind:

  • Sie sind entwaldungsfrei,
  •  sie wurden gemäß den einschlägigen Rechtsvorschriften des Erzeugerlandes hergestellt und
  •  für sie liegt eine Sorgfaltserklärung vor.

Argumente:

„Die Deforestation Regulation gilt nur für die Einfuhr in oder die Ausfuhr aus dem EU-Binnenmarkt. Das Inverkehrbringen innerhalb der EU ist nicht umfasst.“

„Österreichische Holzkraftwerke sind von den Regulierungen der Deforestation Regulation nur dann betroffen, wenn sie Rohstoffe von außerhalb der Europäischen Union beziehen.“

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Ausgabe 17: Holzmarkt

Holzkraftwerke sind rohstoffabhängige Anlagen, sie brauchen für ihren Betrieb Holz als Brennstoff. In der Regel handelt es sich dabei um Hackgut aus Waldrestholz oder Sägenebenprodukten, wie z.B. Rinde. Über die Situation auf dem Holzmarkt wurde in den letzten Monaten viel diskutiert. Darum widmen wir unsere aktuelle Ausgabe von Holzkraft recherchiert dem Thema Holzmarkt und der Preisentwicklung seit 2019.

Die letzten Jahre waren österreichweit von einem großen Schadholzanfall geprägt. Vor allem der Borkenkäfer machte dem Wald zu schaffen und sorgte teilweise für ein Überangebot an Holz und entsprechend niedrige Preise. Inzwischen hat sich die Situation ein wenig entspannt und die Erntemengen wurden reduziert. Das hat selbstverständlich auch Einfluss auf die Rohstoffpreise.

Betrachtet man die Preisentwicklung seit 2019 zeigt sich, dass das Preisniveau bis 2022 relativ gleichbleibend bis leicht fallend war. Ausgenommen davon ist nur der Rundholzpreis, der bereits früher einen leichten Anstieg zeigte. Ab 2022 ist ein klarer Preisanstieg zu beobachten, vor allem für Hackgut und Pellets. Dies hängt einerseits mit dem oben erwähnten Rückgang der Schadholzmengen und andererseits mit der gestiegenen Nachfrage nach Pellets zusammen. Im Jänner 2023 war der Hackgutpreis mehr als doppelt so hoch wie Anfang 2019.

Derzeit wird mit einer leichten Entspannung auf dem Holzmarkt und einer Preisreduktion gerechnet. Die Zahlen der letzten Jahre zeigen aber, wie stark der Holzmarkt von Umwelteinflüssen, wie der Borkenkatastrophe, und auch von internationalen Krisen, wie dem Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine, beeinflusst ist.

 

Grafische Darstellungen:

 

Argumente:

„Die Stromgestehungskosten von Holzkraftwerken werden massiv durch den Brennstoffpreis beeinflusst.“

„Der niedrige Preis für Energieholz der letzten Jahre war eine Konsequenz des hohen Schadholzanfalls.“

„Die Preisschwankungen bei Energieholz verlaufen nicht zwingend vergleichbar zu jenen bei Rundholz.“

 

Quellen:

holzkurier.com

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Ausgabe 16: EAG – erste Ausschreibungsrunde

Das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) sieht für Holzkraftwerke ab einer elektrischen Engpassleistung von 500 kW eine wettbewerbliche Vergabe der Fördermittel via Ausschreibung vor.

Die erste Runde dieser Ausschreibung fand von 22.11. bis 12.12.2022 statt. Zeitgleich dazu wurden auch die ersten Fördermittel für Photovoltaik und Windkraft durchgeführt. Die gemeinsame Ausschreibung für Wasserkraft und Windkraft fand zeitversetzt von 15.11. bis 06.12.2022 statt.

Mit Jahresende 2022 hat die EAG Abwicklungsstelle die Ergebnisse der Ausschreibungen veröffentlicht. Unter https://www.eag-abwicklungsstelle.at/veroeffentlichungen/ ist einsehbar, welche Anlagen einen Zuschlag erhalten haben und wie hoch die Gebotswerte sind.

In dieser Ausgabe von Holzkraft recherchiert beschäftigen wir uns mit den Ergebnissen der ersten Runde der Ausschreibungen für die Marktprämie nach EAG.

 

Ablauf der Ausschreibungen

Allgemeine Informationen zu den Ausschreibungen für Holzkraftwerke finden Sie auch in unseren Infoblättern Holzkraftwerke im EAG und Marktprämienverordnung für Holzkraftwerke

 

Die Ergebnisse der ersten Ausschreibungsrunde:

  • In keiner Technologie wurde das zur Verfügung gestellte Ausschreibungsvolumen voll ausgeschöpft.
  • Bei den Holzkraftwerken hat ein Gebot einen Zuschlag erhalten, insgesamt wurden von 7,5 MW Ausschreibungsvolumen 5 MW vergeben.
  • Bei der Photovoltaik wurde etwas mehr als die Hälfte des Ausschreibungsvolumens vergeben. 131 Gebote mit einer Gesamtleistung von knapp unter 400 MWpeak haben einen Zuschlag erhalten.
  • Deutlich niedriger ist das ausgeschöpfte Ausschreibungsvolumen bei der Windkraft. Nur rund ein Viertel der gesamten verfügbaren Leistung wurde an Bieter vergeben, insgesamt rund 45 MW.
  • Für die zeitversetzt stattfindende kombinierte Ausschreibung für Wind- und Wasserkraftanlagen wurden keine Gebote abgegeben.

 

Grafische Darstellungen:

 

Argumente:

„Unternehmen sind wegen der unsicheren Marktlage (schwankende Strompreise, lange Lieferzeiten, etc.) derzeit zurückhaltend bei Investitionen.“

„Die Ausschreibung ist ein neues Instrument der Fördervergabe, mit dem die Unternehmen keine Erfahrung haben.“

„Die festgelegten Angebotshöchstpreise spiegeln nicht mehr die aktuelle wirtschaftliche Realität der Unternehmen wider (steigende Rohstoffpreise, Inflation, etc).“

 

Quellen:

eag-abwicklungsstelle.at

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