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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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Ausgabe 33: Die RED III im Überblick

Die RED III im Überblick

Kaum ein europäisches Regelwerk hat in den vergangenen Jahren so viele Erwartungen und Diskussionen ausgelöst wie die RED III. Als dritte Fassung der EU-Richtlinie zur Förderung erneuerbarer Energien bringt sie weitreichende Änderungen für alle Mitgliedstaaten. Sie ist nicht nur eine Fortschreibung ihrer Vorgängerinnen RED I (2009) und RED II (2018), sondern ein zentrales Steuerungsinstrument im Rahmen des Green Deal und des Fit-for-55-Pakets. Erstmals wird dabei ein sektorenübergreifender Rechtsrahmen geschaffen, der den Ausbau erneuerbarer Energien nicht nur fordert, sondern umfassend strukturiert.

Die RED III überarbeitet zentrale Zielvorgaben, präzisiert Nachhaltigkeitskriterien, führt neue Dokumentationspflichten ein und regelt Förderausschlüsse. Der rechtliche Rahmen verändert sich dadurch sowohl auf EU-Ebene als auch in der nationalen Umsetzung. Bestehende Förderlogiken, Nachhaltigkeitsdefinitionen und Nachweispflichten werden neu gefasst.

Die Frist zur Umsetzung in nationales Recht endete bereits am 21. Mai 2025. Viele der neuen Vorgaben sind bislang jedoch noch nicht vollständig umgesetzt. Dafür verantwortlich sind nicht nur politische Aushandlungsprozesse auf nationaler Ebene, sondern auch die hohe Komplexität des Regelwerks. Umso wichtiger ist es, Aufbau, Inhalt und Wirkmechanismen der RED III genau zu verstehen.

Für Österreich stellt sich damit die Frage, welche bestehenden Regelwerke angepasst werden müssen, welche zusätzlichen Instrumente erforderlich sind und welche Zuständigkeiten auf nationaler Ebene geklärt oder neu organisiert werden müssen. In dieser Reihe „Holzkraft recherchiert“ bereiten wir die RED III aus Perspektive der Bioenergie nachvollziehbar auf. Welche Paragraphen betreffen die energetische Nutzung von Holz konkret, wie lassen sich die vielen Vorgaben systematisch einordnen und wie wirken sie sich auf Planung, Betrieb und Förderung in Österreich aus? Ziel ist es, die Komplexität der RED III zu durchdringen, zentrale Begriffe und Mechanismen zu klären und eine strukturierte Orientierung für die Praxis zu schaffen.

Was steckt hinter der RED III und wie ist sie entstanden?

Die RED III ist die dritte Fassung der EU-Richtlinie zur Förderung erneuerbarer Energien. Ihre Geschichte reicht bis ins Jahr 2001 zurück. Mit der Richtlinie 2001/77/EG legte die EU erstmals ein gemeinsames Ziel zur Förderung von Strom aus erneuerbaren Quellen fest. Wärme und Verkehr blieben damals jedoch außen vor. Erst mit RED I (2009) wurden umfassende Ausbauziele und nationale Verpflichtungen eingeführt. RED II (2018) ergänzte diese um Nachhaltigkeitskriterien, erstmals auch für feste Biomasse.

Die nun vorliegende RED III greift diese Struktur auf, verschärft die Zielwerte und erweitert die Anforderungen für einzelne Energieträger und Sektoren deutlich. Sie wurde am 18. Oktober 2023 als Richtlinie (EU) 2023/2413 veröffentlicht und trat am 20. November 2023 in Kraft. Als Teil des Green Deal und des Maßnahmenpakets „Fit for 55“ bildet sie das zentrale Regelwerk für den Ausbau erneuerbarer Energien in allen EU-Mitgliedstaaten.

Was regelt die RED III?

Die RED III legt fest, wie hoch der Anteil erneuerbarer Energien bis 2030 in der EU sein muss: mindestens 42,5 Prozent im Bruttoendenergieverbrauch, ergänzt um eine freiwillige Zielmarke von 45 Prozent. Dazu kommen verbindliche Unterziele für einzelne Sektoren wie Verkehr, Industrie und Gebäudewärme.

Neu ist vor allem die Ausdifferenzierung. RED III regelt nicht nur, dass erneuerbare Energien ausgebaut werden sollen, sondern auch wie. Sie greift dabei tief in Planungsprozesse, Genehmigungsfristen, Förderbedingungen und die Definition nachhaltiger Energieträger ein. Besonders relevant für die Bioenergie sind:

  • Nachhaltigkeits- und Treibhausgas-Minderungskriterien
  • Vorgaben zur Herkunft und Beschaffung forstlicher Biomasse
  • Ausschlüsse bestimmter Holzsortimente von der Förderung
  • Nachweispflichten und Zertifizierungssysteme
  • Herabsetzung des Schwellenwerts für Nachhaltigkeitsanforderungen bei fester Biomasse auf 7,5 MW Feuerungswärmeleistung

Die RED III bestätigt, dass Bioenergie Teil der Erneuerbarenstrategie der EU bleibt. Ihre konkrete Ausgestaltung unterliegt jedoch strengeren Anforderungen als zuvor.

Wie funktioniert eine EU-Richtlinie?

Im Unterschied zu Verordnungen gelten Richtlinien nicht unmittelbar, sondern müssen von den Mitgliedstaaten in nationales Recht überführt werden. Die RED III gibt dabei den Rahmen und die Ziele vor, lässt aber Spielräume bei der Umsetzung, etwa bei Fristen, Definitionen oder technischen Detailvorgaben. Die Mitgliedstaaten mussten diesen Rahmen bis 21. Mai 2025 vollständig in innerstaatliches Recht übernehmen. Weitere Informationen zu den Grundlagen des EU-Rechts und dem Zusammenspiel von Richtlinien und Verordnungen finden sich in Holzkraft – Ausgabe 01/2023, in der wir uns mit der Entstehung und Wirkung europäischer Rechtsakte auf Mitgliedstaaten auseinandersetzen.

Für Österreich heißt das konkret: RED-III-Inhalte müssen in Gesetze und Verordnungen wie die Nachhaltige-Forstbiomasse-Verordnung (NfBioV), die Marktprämienverordnung, das EAG oder die Förderrichtlinien übersetzt werden. Auch Vollzugsbehörden, Zertifizierer und Betreiber müssen sich auf neue Standards und Nachweispflichten einstellen.

Wie geht es weiter?

In den kommenden Ausgaben von „Holzkraft recherchiert“ nehmen wir die RED III thematisch auseinander. Wir zeigen, was sie konkret zur Bioenergie aus Holz sagt, wie Österreich sie umsetzt, welche Akteure wofür verantwortlich sind und wo die größten Herausforderungen liegen.

 

Fakten:

„Die RED III ist das zentrale EU-Regelwerk zur Förderung erneuerbarer Energien. Sie legt verbindliche Zielvorgaben bis 2030 fest und schafft erstmals einen einheitlichen Rahmen für Planung, Genehmigung und Förderung in allen Mitgliedstaaten.“

„Mit der RED III verschärft die EU nicht nur Ausbauziele, sondern strukturiert auch Nachhaltigkeitskriterien, Zertifizierungspflichten und Fördermechanismen neu. Davon betroffen sind alle Erzeugungsarten – auch die energetische Nutzung von Holz.“

„Die Umsetzung der RED III erfordert in Österreich eine umfassende Anpassung von Gesetzen, Verordnungen und Vollzugsprozessen. Betroffen sind unter anderem das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz, die Marktprämienverordnung und die NfBioV.“

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Ausgabe 32: Strommarktreform und CfDs

Strommarktreform der EU bringt neue Rahmenbedingungen für Österreichs Förderpolitik

Im April 2024 hat das Europäische Parlament die Reform des Strommarktdesigns verabschiedet. Ziel dieser Reform ist es, den Strommarkt krisenfester zu gestalten, Investitionen in erneuerbare Energien besser abzusichern und die Preisdynamik für Endverbraucher:innen zu dämpfen.

Die Reform basiert auf Änderungen bestehender EU-Rechtsakte, insbesondere der Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt und der Richtlinie (EU) 2019/944 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt. Während die geänderte Verordnung unmittelbar gilt, erfordert die überarbeitete Richtlinie eine Umsetzung durch die Mitgliedstaaten. In Österreich ist parallel dazu die politische und fachliche Diskussion darüber angelaufen, wie bestehende Fördermodelle an die neuen Rahmenbedingungen angepasst werden können. Ein Instrument, das dabei zunehmend an Bedeutung gewinnt, sind Contracts for Difference (CfDs). In mehreren EU-Mitgliedstaaten bereits Teil der Förderpraxis, rücken sie auch in Österreich verstärkt in den Fokus.

In dieser Ausgabe von Holzkraft recherchiert geben wir einen Überblick über die Ziele und Inhalte der Strommarktreform, erläutern die Funktionsweise von CfDs und stellen dar, welche Rahmenbedingungen und Fragestellungen sich daraus für die Bioenergie aus Holz ergeben.

 

Auswirkungen der Energiekrise auf das Strommarktdesign

Die Energiekrise 2022 hat gezeigt, wie stark sich Preisspitzen bei einzelnen Energieträgern auf den gesamten Strommarkt auswirken können. Durch das geltende Merit-Order-Prinzip bestimmten die kurzfristig stark gestiegenen Gaspreise das Strompreisniveau im Großhandel. Davon betroffen waren auch erneuerbare Erzeugungstechnologien mit niedrigen Grenzkosten.

Als unmittelbare Reaktion verabschiedete die Europäische Union im Herbst 2022 eine Notfallverordnung. Diese führte unter anderem eine Erlösobergrenze für sogenannte inframarginale Technologien ein. In Österreich wurde diese Vorgabe durch den Energiekrisenbeitrag Strom umgesetzt. Eine ausführliche Erläuterung dieses Instruments war Gegenstand der vorherigen Ausgabe von Holzkraft recherchiert (Ausgabe 31).

Parallel zu diesen „kurzfristigen“ Maßnahmen startete auf EU-Ebene eine grundlegende Diskussion über strukturelle Anpassungen im Strommarktdesign. Im Mittelpunkt stehen seither drei Zielsetzungen:

  • eine Stabilisierung der Strompreise für Verbraucherinnen und Verbraucher,
  • verbesserte Investitionssicherheit für neue Stromerzeugungskapazitäten und
  • eine höhere Krisenfestigkeit des europäischen Energiesystems.

Ein Instrument zur Erreichung dieser Ziele sind langfristige Preisverträge wie die Contracts for Difference.

 

CfDs als Schlüsselinstrument der Strommarktreform

Ein Contract for Difference ist ein vertraglich geregeltes Modell zur Absicherung eines vereinbarten Strike Prices. Wird Strom am Markt zu einem niedrigeren Preis verkauft als im Vertrag vereinbart, wird die Differenz aus dem Fördermechanismus abgegolten. Übersteigt der Marktpreis den vereinbarten Strike Price, werden die Mehrerlöse an die öffentliche Hand zurückgeführt.

Die Europäische Kommission verfolgt mit diesem Mechanismus zwei Ziele: Einerseits sollen neue Investitionen in Erzeugungsanlagen abgesichert werden. Andererseits sollen übermäßige Marktgewinne in Hochpreisphasen begrenzt werden, um die volkswirtschaftlichen Kosten der Energiewende besser steuerbar zu machen.

Mit der nun vorliegenden Reform des europäischen Strommarkts wurde verbindlich festgelegt, dass bei künftigen Investitionsförderungen in Form direkter Preisstützungssysteme – etwa Marktprämien oder Einspeisetarifen – vorrangig CfDs oder vergleichbare Modelle mit Rückzahlungsverpflichtung eingesetzt werden sollen. Die Einführung von CfDs wurde für Wind-, Solar-, geothermische Energie, Wasserkraft ohne Speicher und für die Kernenergie verbindlich vorgesehen. Biomasse wird zwar nicht ausdrücklich genannt, aber auch für sie ist die Einführung von CfDs möglich.  Entscheidend ist, dass bei der Verwendung öffentlicher Mittel Rückflussmechanismen vorgesehen werden, sofern der Marktpreis den vertraglich vereinbarten Strike Price übersteigt.

Ausgestaltungsmöglichkeiten im nationalen Fördersystem

Die Förderung erneuerbarer Stromerzeugung in Österreich erfolgt derzeit im Rahmen des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzes über eine gleitende Marktprämie. Dabei wird ein Referenzerlös (anzulegender Wert) zugesichert, wobei Marktpreisspitzen vollständig beim Betreiber verbleiben. Ausgenommen davon sind Windkraft- und Wasserkraftanlagen ab 20 MW Engpassleistung, sowie Photovoltaikanlagen ab 5 MW Engpassleistung. Übersteigt der Marktpreis den anzulegenden Wert um mehr als 40 % müssen diese Anlagen 66 % des Überschusses an die Abwicklungsstelle rückvergüten.

Im Zuge der nationalen Umsetzung der EU-Reform wird nun diskutiert, ob dieses System beibehalten, modifiziert oder durch neue Modelle ergänzt wird. Die Einführung von CfDs für alle erneuerbaren Energien wäre eine Möglichkeit, den neuen europäischen Anforderungen gerecht zu werden. Ob und in welcher Form dies erfolgt, wird durch politische und wirtschaftliche Erwägungen in den kommenden Monaten entschieden.

 

Was CfDs für Holzkraftwerke bedeuten

Holzkraftwerke erzeugen Strom und Wärme im gekoppelten Betrieb und leisten dabei kontinuierlich Beiträge zur Energieversorgung. Die Fahrweise dieser Anlagen ist häufig auf eine hohe Auslastung und gleichmäßige Wärmebereitstellung ausgelegt. Innerhalb technischer und wirtschaftlicher Grenzen besteht jedoch die Möglichkeit zur stromseitigen Lastanpassung, etwa im Tagesverlauf, saisonal oder im Rahmen definierter Fahrpläne. Im Vergleich zu wetterabhängigen Technologien kann diese Flexibilität systemisch relevant sein.

CfDs bilden Marktsignale jedoch nicht ab. Bei einer fixierten Vergütung über alle Marktphasen hinweg entsteht kein Anreiz, Strom gezielt in Hochpreiszeiten bereitzustellen. Für steuerbare Erzeugungstechnologien stellt sich daher die Frage, wie betriebswirtschaftlich nutzbare Flexibilitäten künftig abgebildet oder ergänzt werden können.

Hinzu kommt die spezifische Kostenstruktur holzbasierter Anlagen. Laufende Betriebskosten, insbesondere für Brennstoffe, Personal und Instandhaltung, prägen die Gestehungskosten stärker als bei anderen erneuerbaren Technologien. Ein geeigneter Referenzpreis muss diese Realitäten abbilden.

Die Strommarktreform auf EU-Ebene schafft die rechtlichen Voraussetzungen für eine differenzierte nationale Umsetzung. Sie benennt ausdrücklich Technologien, für die CfDs als besonders geeignet gelten, schließt aber andere nicht aus. Ob und wie holzbasierte Anlagen künftig in solche Modelle integriert werden, hängt von der Ausgestaltung der nationalen Förderpraxis ab.

 

 

Fakten:

„Mit der Reform des europäischen Strommarktdesigns schafft die EU neue Rahmenbedingungen für ein stabileres und krisenfesteres Stromsystem. Ziel ist es, Preisdynamiken besser zu steuern, Investitionen abzusichern und Rückflussregelungen bei öffentlicher Förderung klarer zu regeln.“

„Contracts for Difference (CfDs) sichern einen vertraglich festgelegten Strompreis (Strike Price) ab. Liegt der Marktpreis darunter, wird die Differenz ausgeglichen. Liegt er darüber, fließen die Mehrerlöse an die öffentliche Hand zurück.“

„CfDs bilden Marktsignal nicht ab und verringern für flexible Erzeugungstechnologien so den Anreiz Strom in Hochpreisphasen bereitzustellen.“

 

Quellen:

  • https://energy.ec.europa.eu/topics/markets-and-consumers/electricity-market-design_en
  • https://oesterreichsenergie.at/fileadmin/user_upload/Oesterreichs_Energie/Publikationsdatenbank/Positionspapiere/2023/OE_PP_Electricity_Market_Design.pdf
  • https://stiftung-umweltenergierecht.de/wp-content/uploads/2025/04/Stiftung_Umweltenergierecht_Wuestudien_40_Rueckzahlungsinstrumente-bei-EE-Foerderung.pdf
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Ausgabe 31: Energiekrisenbeitrag Strom

Eine Maßnahme im Wandel der Zeit

Die neue Regierung hat ihre Arbeit gerade erst aufgenommen, doch bereits innerhalb weniger Tage sind zentrale energiepolitische Entscheidungen getroffen worden, die den Markt bis 2030 prägen werden. Konkret ist dies die Verlängerung und Verschärfung des Energiekrisenbeitrags Strom (EKB-S). Ursprünglich als Instrument im Zuge der Energiekrise 2022 eingeführt, bleibt die Maßnahme auch drei Jahre nach ihrer Einführung bestehen und wird bis 2030 verlängert.

Doch was hat 2022 zur Einführung dieses Instruments geführt? Welche energiewirtschaftlichen und politischen Faktoren waren damals entscheidend? Und unter welchen Rahmenbedingungen wird die Maßnahme heute fortgeführt?

In dieser Ausgabe von Holzkraft recherchiert betrachten wir die Marktverhältnisse zur Zeit der Einführung des Energiekrisenbeitrags, die politischen und regulatorischen Entscheidungen, die ihn geprägt haben, sowie die aktuellen Rahmenbedingungen, unter denen er heute fortgeführt wird.

Die energiepolitische Lage 2022

Die Einführung des Energiekrisenbeitrags fiel in eine Zeit tiefgreifender Umbrüche auf den europäischen Energiemärkten. Die russische Invasion in der Ukraine im Februar 2022 markierte einen Wendepunkt für die europäische Energieversorgung. Russland war bis dahin einer der wichtigsten Gaslieferanten Europas und deckte etwa 40 % der europäischen Gasimporte. Durch schrittweise Reduzierungen der Gaslieferungen und schließlich den vollständigen Lieferstopp über die Nord-Stream-Pipeline wurde die Energieversorgung in Europa erheblich eingeschränkt.

Neben dieser geopolitischen Eskalation führten weitere Faktoren zu drastischen Energiepreissteigerungen:

  • Geringe Füllstände der europäischen Gasspeicher nach einem kalten Winter 2021/22 zwangen viele Länder, zu Höchstpreisen Gas nachzukaufen.
  • Niedrige Wasserstände in Flüssen schränkten die Transportkapazitäten für Kohle ein, was die Verfügbarkeit konventioneller Kraftwerke beeinträchtigte.
  • Ausfälle eines hohen Anteils der französischen Atomkraftwerke führten dazu, dass Frankreich – normalerweise ein Stromexporteur – selbst große Mengen Strom importieren musste.
  • Globale Ölpreissteigerungen und Förderkürzungen durch die OPEC+ trieben die Energiekosten zusätzlich in die Höhe.

Die Folge war eine beispiellose Verteuerung fossiler Energieträger, insbesondere von Erdgas. Da im europäischen Strommarkt das Merit-Order-Prinzip gilt, bewirkten die hohen Gaspreise eine deutliche Steigerung der Strompreise.

Das Merit-Order-Prinzip beschreibt das Auktionsverfahren zur Preisbildung im Strommarkt, bei dem Kraftwerke entsprechend ihrer Grenzkosten – also den variablen Kosten für die Erzeugung einer zusätzlichen Megawattstunde Strom – zum Einsatz kommen. Zunächst wird Strom aus Kraftwerken mit den niedrigsten variablen Kosten eingespeist, wie Wind- und Wasserkraftanlagen, da sie geringe Betriebskosten haben.  Anschließend folgen Erzeugungstechnologien mit höheren variablen Kosten, darunter Kohle- und Biomassekraftwerke, deren Betrieb von Rohstoffpreisen abhängt. Den Strompreis bestimmen aber die Kosten desletzten noch benötigten Kraftwerks, das zur Deckung der Nachfrage herangezogen wird. In vielen Fällen übernehmen diese Rolle flexible Gaskraftwerke, da ihre variablen Kosten bedingt durch den  Gaspreis meist höher sind als die anderer Erzeugungstechnologien.

Da 2022 die Gaspreise massiv anstiegen, verteuerte dies aufgrund des oben beschrieben Marktdesigns den Strompreis für alle Marktteilnehmer – unabhängig von den individuellen Erzeugungskosten. Somit erzielten selbst Erzeuger mit niedrigen variablen Kosten plötzlich Preise, die nicht ihre eigenen Produktionskosten widerspiegelten, sondern durch die hohen Gaspreise bestimmt wurden.

Um diesen Entwicklungen entgegenzuwirken, verabschiedete die EU im Oktober 2022 die Council Regulation (EU) 2022/1854 on an emergency intervention to address high energy prices (Rat der EU, Verordnung (EU) 2022/1854 über eine Notfallmaßnahme zur Bewältigung hoher Energiepreise). Diese verpflichtete die Mitgliedstaaten zur Festlegung einer Erlösobergrenze für inframarginale Stromerzeuger und sah eine zeitlich befristete Abschöpfung von Markterlösen vor. Mitgliedstaaten mussten demnach Erlöse oberhalb von 180 €/MWh begrenzen und diese überschüssigen Einnahmen zur Entlastung von Verbrauchern und Unternehmen nutzen.

Österreich setzte diese Vorgaben mit dem Energiekrisenbeitrag Strom (EKB-S) in nationales Recht um und nahm dabei eine strengere Ausgestaltung vor als in der EU-Verordnung vorgesehen. Die Erlösobergrenze wurde zunächst auf 140 EUR/MWh festgelegt und mit Wirkung zum 1. Mai 2023 weiter auf 120 EUR/MWh gesenkt.

Die energiewirtschaftliche Lage 2025

Drei Jahre nach der Einführung des Energiekrisenbeitrags haben sich die Rahmenbedingungen in vielen Bereichen verändert:

  • Diversifizierung der Gasimporte: Europa bezieht inzwischen einen Großteil seines Erdgases aus alternativen Quellen, insbesondere LNG-Importe aus den USA, Katar und Australien sowie erhöhte Lieferungen aus Norwegen.
  • Gasspeicher gut gefüllt: Die europäischen Speicherstände lagen zu Beginn des Winters 2024/25 auf einem historischen Höchststand, was eine größere Versorgungssicherheit gewährleistete. Auch im März 2025 sind die Speicher mit rund 50 % noch zur Hälfte gefüllt (Quelle: Gasspeicher Füllstand Österreich 2025 | Statista).
  • Nachfrageanpassung: Industrie und Haushalte haben den Energieverbrauch gesenkt, und der Ausbau erneuerbarer Energien hat die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern verringert.
  • Strompreise stabilisiert: Mit den gesunkenen Gaspreisen liegt der durchschnittliche Großhandelspreis für Strom 2025 wieder deutlich unter den Höchstwerten von 2022, aber weiterhin über dem Vorkrisenniveau.

Während in mehreren europäischen Staaten die energiepolitischen Notfallmaßnahmen inzwischen ausgelaufen sind, hat Österreich den Energiekrisenbeitrag bis 2030 verlängert und die Erlösobergrenze auf 90 €/MWh gesenkt. Diese Verschärfung der Abschöpfung von Stromerlösen erfolgt unabhängig davon, ob die ursprüngliche Krisensituation noch besteht. Im Rahmen des Budgetsanierungspakets 2025 wird der Energiekrisenbeitrag Teil eines Gesamtmaßnahmenpakets, mit dem sich die Bundesregierung zusätzliche Einnahmen von rund 200 Millionen Euro pro Jahr erwartet.

 

Fakten:

„Die EU-Verordnung (EU) 2022/1854 verpflichtete Mitgliedstaaten, Erlösobergrenzen für inframarginale Stromerzeuger festzulegen – als befristete Maßnahme zur Eindämmung außergewöhnlich hoher Marktpreise infolge der Energiekrise 2022.“

„Österreich setzte die Vorgaben der EU nicht nur zügig um, sondern senkte die Erlösobergrenze mehrfach ab – von 180 €/MWh auf zuletzt 90 €/MWh. Damit bleibt die nationale Regelung auch 2025 deutlich strenger als das europäische Mindestmaß.“

„Obwohl sich die Energiemärkte inzwischen stabilisiert haben, bleibt der Energiekrisenbeitrag Strom bis 2030 bestehen. Er ist Teil eines umfassenden Budgetpakets, mit dem die Bundesregierung zusätzliche Einnahmen in Höhe von rund 200 Millionen Euro jährlich erzielen möchte.“

Quellen:

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Ausgabe 30: Führt die Holznutzung in Österreich zu Entwaldung?

„Die Nutzung von Holz führt zwangsläufig zu Entwaldung.“ Dieser Vorwurf wird oft gegen die Holzenergiebranche erhoben und sorgt regelmäßig für kontroverse Diskussionen.

Doch was steckt hinter dieser Behauptung?

Wir werfen einen genauen Blick auf die Fakten, analysieren die Zusammenhänge und beleuchten den Wald nicht nur als Rohstofflieferant, sondern auch als komplexes Ökosystem. Dabei klären wir Missverständnisse auf und zeigen, warum die energetische Holznutzung in Österreich nicht nur ökologisch vertretbar, sondern auch ein unverzichtbarer Bestandteil der nationalen Klimastrategie ist.

Was bedeutet Entwaldung wirklich?

Entwaldung ist ein Begriff, der häufig missverständlich oder undifferenziert verwendet wird. Gemäß der Definition der Food and Agriculture Organization (FAO) bezeichnet Entwaldung die dauerhafte Umwandlung von Waldflächen in andere Landnutzungen, etwa für landwirtschaftliche Zwecke, Siedlungen oder Infrastrukturprojekte. Diese Definition unterscheidet sich jedoch grundlegend von der nachhaltigen Holznutzung, die keine dauerhafte Reduktion der Waldfläche zur Folge hat. In Österreich ist jede Form der Holznutzung gesetzlich an die Verpflichtung zur Wiederaufforstung oder natürlichen Regeneration gekoppelt. Dadurch bleibt die Waldfläche langfristig stabil und erfüllt weiterhin ihre ökologischen Funktionen als Kohlenstoffspeicher, Lebensraum und Rohstofflieferant.

Faktenlage: Keine Entwaldung, sondern Waldwachstum

Österreich weist eine Netto-Entwaldungsrate von 0 % auf. Das bedeutet, dass die Waldfläche konstant bleibt oder sogar leicht zunimmt – ein Ergebnis gesetzlich geregelter, nachhaltiger Forstwirtschaft. Gleichzeitig zeigen die neuesten Ergebnisse der Österreichischen Waldinventur (ÖWI), dass die Waldfläche und der Holzvorrat in den letzten Jahrzehnten stetig gestiegen sind und sich auf einem historischen Höchststand befinden.

  • Waldfläche: Aktuell beträgt die Waldfläche 4,02 Millionen Hektar – ein Anstieg seit Beginn der Österreichischen Waldinventur (ÖWI) in den 1960er Jahren, als die Waldfläche noch bei etwa 3,87 Millionen Hektar lag. Auch im Vergleich zur vorangegangenen Inventurperiode (2016–2019) zeigt sich ein Zuwachs.
  • Holzzuwachs vs. Nutzung: Der Holzvorrat liegt bei 1.174 Millionen Vorratsfestmetern (Vfm), wobei in den letzten Jahren rund 97 % des jährlichen Zuwachses genutzt wurden. Dieser hohe Nutzungsgrad wird teilweise durch klimabedingte Schadereignisse wie Borkenkäfer und Stürme beeinflusst, die regional zu Schwankungen führen können.
  • Totholzanteil: Der durchschnittliche Totholzanteil beträgt laut ÖWI 10,5 Vfm/ha, was etwa 3 % des gesamten Holzvorrats ausmacht – ein leichter Anstieg gegenüber früheren Inventuren. Dieser Anstieg spiegelt die bewusste Förderung der Biodiversität wider, da Totholz als wichtiger Lebensraum für Insekten, Pilze und andere Arten dient. Zugleich wird die Menge so reguliert, dass wirtschaftlich nutzbares Holz nicht übermäßig reduziert und Risiken wie Schädlingsbefall oder CO₂-Freisetzung geringgehalten werden.

Die Daten zeigen, dass Österreichs Wälder trotz intensiver Nutzung stabil bleiben. Allerdings weist das Bundesforschungszentrum für Wald (BFW) darauf hin, dass klimabedingte Herausforderungen wie Trockenperioden und extreme Wetterereignisse die Dynamik der Wälder zunehmend beeinflussen werden.

Nachhaltigkeit durch ein strenges Forstgesetze

Die Grundlage der nachhaltigen Waldbewirtschaftung in Österreich bildet das Forstgesetz von 1975, das kontinuierlich an neue Herausforderungen angepasst wurde. Es schafft den rechtlichen Rahmen, um zentrale Themen wie Klimawandel, Biodiversitätsschutz und die Umsetzung internationaler Vorgaben zu adressieren.

Seine wesentlichen Prinzipien sind:

  1. Nachhaltigkeitsprinzip: Nur so viel Holz darf entnommen werden, wie jährlich nachwächst. Dies sichert die Waldfläche und trägt wesentlich zur Stabilisierung des Kohlenstoffkreislaufs bei.
  2. Aufforstungspflicht: Jede genutzte Fläche muss aufgeforstet oder durch natürliche Regeneration ersetzt werden. Dies garantiert die Kontinuität der Waldbewirtschaftung und den Erhalt der Waldfläche.
  3. Schutzgebiete: Rund 24 % der Waldfläche stehen unter Naturschutz, um wertvolle Lebensräume zu sichern und die Artenvielfalt zu fördern.

Dieses Gesetz leistet weit mehr als die Verhinderung von Entwaldung. Es legt die Grundlage dafür, Wälder als vielseitige Ökosysteme zu erhalten – robust gegenüber klimatischen Herausforderungen, artenreich und nachhaltig nutzbar. Mit klaren Vorgaben und der Fähigkeit, auf neue Herausforderungen zu reagieren, sichert es die langfristige Stabilität und Widerstandsfähigkeit der österreichischen Wälder.

Warum bewirtschaftete Wälder nachhaltiger sind

Ein oft übersehener Aspekt ist die Rolle bewirtschafteter Wälder als aktive Kohlenstoffsenken. In unbewirtschafteten Wäldern wird ein großer Teil der Holzmasse durch natürliche Mortalität verloren. Beim Zerfall von Totholz wird CO₂ freigesetzt, ohne dass dieses durch neues Wachstum gebunden wird.

Fakt: Die Studie „Klimaholz“ unter der Leitung von Prof. Dr. Hubert Röder von der Hochschule Weihenstephan-Triesdorf (HSWT) zeigt, dass in unbewirtschafteten Wäldern 30–40 % der Holzmasse durch konkurrenzbedingte Mortalität verloren gehen und als Totholz verrotten. In bewirtschafteten Wäldern hingegen wird dieses Holz entnommen und als Bauholz oder Energiequelle genutzt, während junge Bäume nachwachsen und erneut CO₂ aus der Atmosphäre binden. Diese Prozesse erhalten den Wald als funktionierendes Ökosystem, in dem sowohl Klimaschutz als auch Biodiversität gefördert werden. Der Wald bleibt nicht nur ein Lebensraum für zahlreiche Arten, sondern erfüllt gleichzeitig seine Rolle als Kohlenstoffspeicher – ein zentraler Bestandteil der Klimastrategie.

Holzenergie: Nachhaltige Nutzung für Klima und Wald

Der Vorwurf, die energetische Holznutzung führe zu Entwaldung, ist durch die vorliegenden Daten klar widerlegt. In Österreich bleibt die Waldfläche nicht nur stabil – sie wächst. Dies ist das Ergebnis einer gesetzlich verankerten nachhaltigen Forstwirtschaft, die den Schutz der Wälder mit ihrer wirtschaftlichen Nutzung in Einklang bringt.

Die eigentliche Herausforderung für die österreichischen Wälder liegt im wachsenden Einfluss klimatischer Veränderungen. Extremereignisse wie Trockenperioden, Stürme und Schädlingsbefall, die durch den Klimawandel verstärkt werden, setzen die Waldökosysteme zunehmend unter Druck. Diese Entwicklungen beeinflussen den Holzzuwachs und die Vorräte nachhaltig und verdeutlichen die Bedeutung erneuerbarer Energien für die Reduktion fossiler Brennstoffe und die Förderung der Waldresilienz.

In diesem Kontext leistet Holzenergie einen wichtigen Beitrag zur Energiewende. Moderne Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) ermöglichen durch Wirkungsgrade von über 90 % eine besonders effiziente Nutzung des Rohstoffes Holz. Als grundlastfähige und planbare Energiequelle stabilisiert sie das Energiesystem und ergänzt volatilen erneuerbaren Energien wie Wind- und Solarenergie. Diese Eigenschaften machen die energetische Holznutzung zu einem bedeutenden Bestandteil der österreichischen Klimastrategie.

Die Datenlage zeigt klar: Holzenergie gefährdet die Wälder nicht, sondern unterstützt deren nachhaltige Bewirtschaftung. Österreichs Wälder bleiben Kohlenstoffspeicher, Lebensraum und Ressource zugleich. Die Verbindung von ökologischer Verantwortung und wirtschaftlicher Nutzung unterstreicht, dass Klimaschutz und Forstwirtschaft im Rahmen wissenschaftlich fundierter Strategien erfolgreich umgesetzt werden können.

 

Fakten:

„Dank gesetzlich verankerter Aufforstungspflichten und nachhaltiger Waldbewirtschaftung weist Österreich eine Netto-Entwaldungsrate von 0 % auf. Die Waldfläche beträgt aktuell 4,02 Millionen Hektar und hat seit den 1960er Jahren kontinuierlich zugenommen.“

„Laut der Studie „Klimaholz“ verbleiben in unbewirtschafteten Wäldern bis zu 40 % der Holzmasse als Totholz und setzen beim Zerfall CO₂ frei. In bewirtschafteten Wäldern wird dieses Holz genutzt, während nachwachsende Bäume aktiv CO₂ binden und den Wald so langfristig als effektiven Kohlenstoffspeicher erhalten.“

„Moderne KWK-Anlagen nutzen Holzressourcen aus nachhaltig bewirtschafteten Wäldern mit Wirkungsgraden von über 90 %. Diese planbare und grundlastfähige Energiequelle ersetzt fossile Brennstoffe – ohne Waldflächen oder ihre Funktion als Kohlenstoffspeicher zu beeinträchtigen.“

 

Quellen:

 

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Ausgabe 29: Renaturierungsverordnung 2024

Lange und durchaus emotional wurde über die Renaturierungsverordnung auf europäischer und nationaler Ebene debattiert. Seit 17.6.2024 ist klar, die Verordnung kommt zustande. Doch was beinhaltet diese umstrittene Verordnung eigentlich? Dieser Frage soll nun nachgegangen werden.

Zentraler Gegenstand der Verordnung ist eine langfristige und nachhaltige Erholung biodiverser und widerstandsfähiger Ökosysteme in den Land- und Meeresflächen der Mitgliedsstaaten. Realisiert werden soll dies durch die Wiederherstellung geschädigter Ökosysteme. Zudem soll auch die Ernährungssicherheit verbessert werden. Wie diese Erholung beziehungsweise Wiederherstellung erfolgen soll, überlässt die EU überwiegend den Mitgliedstaaten („Mitgliedstaaten ergreifen die Wiederherstellungsmaßnahmen, die erforderlich sind“). Ziel ist es jene Flächen, die sich nicht in einem guten Zustand befinden, in einen guten zu versetzen, und zwar bis 2030 auf mindestens 30%, bis 2040 auf mindestens 60% und bis 2050 auf mindestens 90% der Gesamtflächen. Vorrang genießen die Fläche, die sich in Natura 2000-Gebieten befinden. Die Flächen werden in Anhang 1 in unterschiedliche Gruppen von Lebensraumtypen aufgegliedert (z.B. Boreale Wälder, Wälder des gemäßigten Europas).

Die Mitgliedsstaaten erstellen sogenannte nationale Wiederherstellungspläne, in denen die Flächen, die wiederhergestellt werden müssen, quantifiziert werden. Sie führen auch die vorbereitende Überwachung und die Forschung durch, die erforderlich sind, um die Wiederherstellungsmaßnahmen zu ermitteln. Die Mitgliedsstaaten haben 2 Jahre (2026) nach dem Tag des Inkrafttretens der Verordnung Zeit der Kommission einen Entwurf ihres Plans vorzulegen. Der nationale Wiederherstellungsplan deckt den Zeitraum bis 2050 ab. Er soll aber auch Zwischenfristen zu den jeweiligen Zielen und Verpflichtungen vorsehen.

Die Verordnung umfasst auch Ausnahmeregelungen. So können Mitgliedsstaaten sehr häufig vorkommende und weit verbreitete Lebensraumtypen, die mehr als 3% ihres europäischen Hoheitsgebiets abdecken, aus der betroffenen Gruppe von Lebensraumtypen ausnehmen, für die restlichen Lebensräume bleiben die Vorschriften aufrecht. Für Verschlechterungen des Zustandes durch Naturkatastrophen oder den Klimawandel besteht, abgesehen von Natura 2000-Gebieten, keine Verpflichtung zur kontinuierlichen Verbesserung des Zustands.

In Bezug auf erneuerbare Energien sieht Artikel 6 vor, dass sowohl die Planung, der Bau und der Betrieb von Anlagen sowie deren Netzanschluss, das betreffende Netz selbst und die Speicheranlagen im überragenden öffentlichen Interesse liegen. Eine Beschränkung auf bestimmte Arten von Technologien oder auf Projekte mit bestimmten technischen Eigenschaften ist möglich. Diese Bestimmung entspricht somit jener der RED III.

Artikel 12 befasst sich mit der Wiederherstellung von Waldökosystemen. Ziel ist es, die biologische Vielfalt von Waldökosystemen unter Berücksichtigung der Risiken von Waldbränden zu verbessern. Diese Bestimmung schreibt einen Aufwärtstrend bei häufigen Waldvogelarten und bei 6 der 7 Indikatoren für Waldökosysteme vor. Darunter fallen stehendes und liegendes Totholz; der Anteil der Wälder mit uneinheitlicher Altersstruktur; die Waldvernetzung; der Vorrat an organischem Kohlenstoff; der Anteil der Wälder mit überwiegend heimischen Baumarten und die Vielfalt der Baumarten. Eine Nichterreichung kann unter anderem dann gerechtfertigt sein, wenn sie auf Naturkatastrophen oder den Klimawandel zurückzuführen sind. Den Mitgliedsstaaten wird auch eine Verpflichtung zur Beitragsleistung bei der Pflanzung von 3 Milliarden zusätzlichen Bäumen bis 2030 auf Unionsebene auferlegt.

Um den Mitgliedsstaaten unter die Arme zu greifen, findet sich in Anhang VII eine Liste von Beispielen für Wiederherstellungsmaßnahmen. So kann durch aktive Bewirtschaftung mit Begünstigung der Entwicklung selbstregulierender Funktionen und geeigneter Widerstandsfähigkeit die Entstehung heimischer Altwälder und reifer Bestände gefördert werden. Auch die Stärkung von ökologischen Elementen in Wäldern, durch große, alte und sterbende Bäume (Habitatbäume) und die Erhöhung der Menge von liegendem und stehendem Totholz wird angeführt.

Die Verordnung trat am 18.08.2024 in Kraft. Nun liegt es an den Mitgliedsstaaten die in der Verordnung umfassten Anforderungen umzusetzen.

 

Fakten:

„Die EU-Renaturierungsverordnung zielt auf die umfassende Wiederherstellung geschädigter Ökosysteme ab, um die biologische Vielfalt und die Resilienz von Land- und Meeresflächen langfristig zu sichern.“

„Die EU-Mitgliedsstaaten sind verpflichtet, detaillierte nationale Wiederherstellungspläne zu entwickeln, die Maßnahmen zur Erholung von Ökosystemen quantifizieren und bis 2050 einen nachhaltigen Zustand der betroffenen Flächen gewährleisten.“

„Die Verordnung legt gestaffelte Zielvorgaben fest, wonach bis 2030 mindestens 30%, bis 2040 mindestens 60% und bis 2050 mindestens 90% der beeinträchtigten Flächen in einen ökologisch guten Zustand versetzt werden müssen.“

 

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Ausgabe 28: Teil 2 – Österreichs Energiepolitik ab 1995

Österreichs Energiepolitik: Von der EU-Integration auf dem Weg zur Klimaneutralität

Mit dem EU-Beitritt begann für Österreich eine neue Ära der Energiepolitik. Dieser Wandel war geprägt von der Integration europäischer Richtlinien, dem ehrgeizigen Ausbau erneuerbarer Energien und der Anpassung an globale Klimaziele. Im ersten Teil unserer Serie haben wir die Entwicklungen der Energiepolitik der Zweiten Republik bis 1995 beleuchtet. Nun richten wir den Fokus auf die Jahre ab 1995, die durch entscheidende Weichenstellungen und bedeutende Fortschritte in der österreichischen Energielandschaft geprägt sind.  

1995–2000: EU-Beitritt und Liberalisierung  

Der EU-Beitritt Österreichs am 1. Januar 1995 markierte den Beginn tiefgreifender Veränderungen in der nationalen Energiepolitik. Mit der Integration in die EU wurden zahlreiche europäische Richtlinien und Vorschriften übernommen, die die Grundlage für weitreichende Reformen bildeten. Eine der ersten und bedeutendsten Änderungen kam 1996 mit der EU-Binnenmarktrichtlinie für Elektrizität, die 1998 durch das Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz (ElWOG) in nationales Recht umgesetzt wurde. Dieses Gesetz führte zur schrittweisen Liberalisierung des Strommarktes.  

1999 wurde der Strommarkt für Großabnehmer geöffnet, ein bedeutender Schritt hin zu mehr Wettbewerb und Effizienz. Schließlich folgte am 1. Oktober 2001 die vollständige Liberalisierung des Strommarktes, wodurch Österreich zu einem der ersten Länder in der EU wurde, das diesen umfassenden Reformprozess vollständig umsetzte. Diese Liberalisierung führte zu einem erhöhten Wettbewerb, der den Verbrauchern zugutekam, indem er die Preise stabilisierte und die Servicequalität verbesserte.  

2000–2010: Förderung erneuerbarer Energien und Klimaschutz  

In den frühen 2000er Jahren setzte Österreich verstärkt auf erneuerbare Energien. Ein entscheidender Schritt war die Einführung des Ökostromgesetzes 2002, das durch fixe Einspeisetarife Investitionen in Wind-, Wasser-, Biomasse- und Solarenergie förderte.  

2004 wurde das Unbundling umgesetzt, das die Entflechtung von Netz, Erzeugung und Vertrieb vorsah. Diese Maßnahme ermöglichte es kleineren Anbietern, in den Markt einzutreten, ohne Nachteile gegenüber etablierten Unternehmen zu haben. Unabhängige Regulierungsbehörden wie E-Control wurden eingerichtet, um faire Marktbedingungen und den Schutz der Kundeninteressen zu gewährleisten.  

Ebenfalls 2004 initiierte das Bundesministerium für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft die „Klimaaktiv“-Initiative, um die Energiewende und den Klimaschutz durch Information, Beratung und Förderprogramme voranzutreiben. „Klimaaktiv“ soll den Einsatz erneuerbarer Energien erhöhen und die CO2-Emissionen reduzieren.  

2010–2020: Ausbau erneuerbarer Energien und Energieeffizienz  

In diesem Jahrzehnt investierte Österreich stark in den Ausbau von Wind- und Solarenergie. Auch die Wasserkraft wurde weiter ausgebaut und modernisiert. Die Novellierungen des Ökostromgesetzes in den Jahren 2012 und 2017 verbesserten die Förderbedingungen für erneuerbare Energien, insbesondere für Wind- und Solarenergie, was deren Ausbau deutlich beschleunigte. Im Gegensatz dazu blieb die Förderung der Bioenergie weiterhin begrenzt, und auch in den folgenden Jahren wurden keine Maßnahmen ergriffen, um die Förderbedingungen in diesem Bereich wesentlich zu verbessern. 2014 trat das Energieeffizienzgesetz in Kraft, das verbindliche Ziele zur Steigerung der Energieeffizienz festlegte und Maßnahmen zur Reduktion des Energieverbrauchs einführte. Dies trug wesentlich dazu bei, den Energieverbrauch in Industrie, Haushalten und Verkehr zu senken.  

Österreich ratifizierte 2016 das Pariser Klimaabkommen, ein Meilenstein in den globalen Bemühungen zur Bekämpfung des Klimawandels. Das Abkommen zielt darauf ab, den Anstieg der globalen Durchschnittstemperatur auf deutlich unter 2 Grad Celsius zu begrenzen und den Temperaturanstieg auf 1,5 Grad Celsius zu beschränken.  

2018 präsentierte die österreichische Bundesregierung die „#mission 2030“, eine Klima- und Energiestrategie. Diese Strategie verfolgt das Ziel einer nachhaltigen Dekarbonisierung, unterstützt die Innovationsfähigkeit österreichischer Unternehmen und fördert die Nutzung erneuerbarer Energien. Die Strategie enthält Ziele wie die Senkung der Treibhausgasemissionen um 36% gegenüber 2005 und den Ausbau des Anteils erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch auf 45-50%, sowie eine bilanziell 100%ige Deckung des Gesamtstromverbrauchs durch erneuerbare Energien. Diese Ziele wurden durch den nationalen Energie- und Klimaplan 2021-2030 konkretisiert.  

Die Europäische Kommission initiierte 2019 den „Green Deal“, ein Paket politischer Maßnahmen, das die EU bis 2050 klimaneutral machen soll. Dieses Programm legt die Grundlage für weitreichende Veränderungen und nachhaltige Entwicklungen in der gesamten Union.  

2019 trat das Biomasseförderungsgrundsatzgesetz in Kraft, das die Fortführung der Einspeisetarifregelung für Biomasseanlagen um weitere drei Jahre verlängerte. Allerdings führte dies nicht zu einer wesentlichen Stärkung der Bioenergie, da die Bundesländer in ihren Umsetzungen teilweise niedrigere Einspeisetarife festlegten, was den Ausbau und die wirtschaftliche Attraktivität von Biomasseprojekten weiterhin einschränkte.  

2020: Klimaneutralität und Energiewende  

Ein bedeutender Meilenstein im Bereich der erneuerbaren Energien war das 2021 beschlossene Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG). Dieses Gesetz zielt auf den Ausbau erneuerbarer Energien und die Gründung von Erneuerbaren-Energiegemeinschaften ab. Es integriert die Zielsetzungen der „#mission 2030“ und beinhaltet Maßnahmen zur Sektorkopplung und Erstellung integrierter Netzpläne.  

Mit dem Paket „Fit für 55“ wurden 2021 die Klimaziele des Green Deal in konkrete Rechtsakte übertragen, die eine Reduktion der Netto-Treibhausgasemissionen bis 2030 um mindestens 55 % gegenüber dem Stand von 1990 vorsehen. Österreich hat sich damit verpflichtet, seinen Anteil an erneuerbaren Energien auf mindestens 45 % zu erhöhen und eine entsprechende Vorreiterrolle in der EU einzunehmen. Im Jahr 2021 führte die Bundesregierung als Teil der ökosozialen Steuerreform die CO2-Bepreisung ein, die ab Oktober 2022 in Kraft trat und schrittweise erhöht wird.  

Aktuelle Herausforderungen und Zukunftsaussichten  

Der russische Angriff auf die Ukraine im Februar 2022 löste eine europaweite Gaskrise aus und verstärkte die Dringlichkeit, sich von fossilen Brennstoffen, insbesondere von russischem Gas, unabhängig zu machen. Österreich reagierte prompt mit Maßnahmen zur Diversifizierung seiner Energiequellen und zur Erhöhung der Gasspeicherkapazitäten.  

Im Jahr 2023 aktualisierte Österreich seinen nationalen Energie- und Klimaplan (NEKP), um die EU-Klimaziele zu erreichen und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Da bislang jedoch kein Entwurf nach Brüssel geschickt wurde, drohen jetzt Vertragsverletzungsverfahren. Trotz erheblicher Fortschritte bleibt die Reduktion der Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen somit eine anhaltende Herausforderung.  

Österreichs Energiepolitik zeigt seit Jahrzehnten einen klaren Trend hin zu sauberer Energie. Seit dem Ende des Zweiten Weltkriegs hat das Land bedeutende Fortschritte gemacht, indem es von kohlebasierter Energie auf Wasserkraft und später auf andere erneuerbare Energien wie Wind-, Solar- und Biomasseenergie umgestiegen ist. Die Rolle der Europäischen Union ist seit dem Beitritt 1995 entscheidend, da sie die Rahmenbedingungen und Richtlinien vorgibt. Die Entwicklungen der letzten Jahrzehnte zeigen, dass Österreich auf einem guten Weg ist, seine Energieversorgung nachhaltig und zukunftsfähig zu gestalten. Die kommenden Jahre werden jedoch weitere strategische Entscheidungen und stabile Rahmenbedingungen für die Unternehmen, die in Erneuerbare Energien investieren, erfordern, um die angestrebte Klimaneutralität zu erreichen.  

Fakten:

 

„Der EU-Beitritt Österreichs am 1. Januar 1995 führte zur Integration europäischer Richtlinien, die die Grundlage für die schrittweise Liberalisierung des Strommarktes bildeten, einschließlich der vollständigen Liberalisierung am 1. Oktober 2001.“

„Die Einführung des Ökostromgesetzes 2002 und dessen Novellierungen 2012 und 2017 haben die Bedingungen zur Förderung erneuerbarer Energien erheblich verbessert. Zudem wurde 2018 die „#mission 2030“ als Klima- und Energiestrategie präsentiert, um die nachhaltige Dekarbonisierung zu unterstützen. “

„Der russische Angriff auf die Ukraine im Februar 2022 führte zu einer europaweiten Gaskrise. Österreich reagierte mit Maßnahmen zur Diversifizierung seiner Energiequellen und zur Erhöhung der Gasspeicherkapazitäten.“

 

Quellen:

  • https://www.ewo-austria.at/klima-energiestrategien/
  • https://oesterreichsenergie.at/aktuelles/neuigkeiten/detailseite/20jahre-strommarktliberalisierung
  • https://www.spiegel.de/thema/ukraine_konflikt/
  • https://commission.europa.eu/strategy-and-policy/priorities-2019-2024/european-green-deal/delivering-european-green-deal_de
  • https://www.bmk.gv.at/themen/klima_umwelt/klimaschutz/int_klimapolitik/oe_beitrag/klimaaktiv.html
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