Warum Europa gemeinsame Regeln für CO₂-Entnahmen schafft 

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

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

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

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

Welche Tätigkeiten das CRCF erfasst 

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

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

Dauerhafte CO₂-Entnahmen 

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

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

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

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

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

Carbon Farming 

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

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

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

Kohlenstoffspeicherung in Produkten 

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

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

Was aus einer gespeicherten Tonne eine zertifizierte Tonne macht 

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

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

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

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

Vom Projekt zur zertifizierten Einheit 

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

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

Wo die Umsetzung aktuell steht 

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

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

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

Was das CRCF für Holzkraftwerke bedeutet 

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

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

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

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

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

Vom Nachweis zum wirtschaftlichen Wert 

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

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

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

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

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

CRCF und EU-ETS 

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

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

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

Was für Betreiber jetzt entscheidend wird 

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

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

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

Fakten 

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

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

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

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

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

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.“