Darin stellt die Bundesregierung klar, dass im Gesetz zur Nachhaltigkeitsberichterstattung nicht über die Vorgaben der Richtlinie hinausgegangen werden soll. „Die Belastungen aus EU-Recht sollten nicht durch nationalen Regulierungsehrgeiz noch gesteigert werden, wie es in der Vergangenheit häufig durch das sogenannte ‚Gold Plating‘ der Fall war“, heißt es wörtlich.

Allerdings räumt die Bundesregierung ein, der Erfüllungsaufwand für die Unternehmen sei hoch. Diese „Bürokratiekosten“ ließen sich jedoch nicht vermeiden.

Bundesjustizminister Marco Buschmann (FDP) spricht sogar in einer Mitteilung seines Hauses von einer „drastischen Mehrbelastung“ für die betroffenen Unternehmen. „Es ist kein Geheimnis, dass ich darüber nicht glücklich bin“, so der Minister. Die Umsetzung werde aber „so minimalinvasiv und bürokratiearm wie möglich“ erfolgen, versichert er. „Gleichzeitig versuchen wir die zusätzlichen Lasten für die Wirtschaft abzufedern: Unternehmen, die nach den europäischen Vorgaben berichten werden, müssen dann nicht mehr nach dem deutschen Lieferkettengesetz berichten“, fügt er hinzu.

Berichtspflicht nach Lieferkettengesetz entfällt

Vom Gesetz werden bilanzrechtlich große sowie bilanzrechtlich kleine und mittlere kapitalmarktorientierte Unternehmen betroffen sein. Die Einordnung erfolgt entsprechend Paragraf 267 Handelsgesetzbuch (HGB).
 Demnach müssen die erfassten Unternehmen ihren Lagebericht um einen Nachhaltigkeitsbericht nach definierten Formatvorgaben erweitern. Auch die Tochtergesellschaften und Zweigniederlassungen von Unternehmen mit Sitz in einem Drittstaat müssen einen entsprechenden Bericht veröffentlichen.

Im Zuge des neuen Gesetzes werden unter anderem die Vorschriften im Handelsgesetzbuch zur Rechnungslegung von Kapitalgesellschaften und bestimmten Personengesellschaften angepasst. Ebenso wird die Nachhaltigkeitsberichterstattung auch unter die Regelungen zur Bilanzkontrolle fallen, die im Wertpapierhandelsgesetz festgelegt sind.

Die Bundesregierung geht davon aus, dass von 2029 an rund 14.600 Unternehmen verpflichtet sein werden, einen Nachhaltigkeitsbericht vorzulegen. Zunächst sollen von 2025 an große kapitalmarktorientierte Unternehmen für das vorangegangene Jahr berichtspflichtig sein. Diese haben ohnehin bereits eine sogenannte nichtfinanzielle Erklärung nach HGB abzugeben.

2026 soll die Berichtspflicht auf alle großen Unternehmen, unabhängig von einer Kapitalmarktorientierung, ausgedehnt werden. Diese Gruppe beziffert die Bundesregierung auf ca. 12.800 Firmen. In den beiden Folgejahren kommen zuerst sogenannte kleine und nicht komplexe Institute sowie firmeneigene Versicherungsunternehmen und schließlich die „Drittstaatenkonstellationen“ hinzu.

Stichtag für die Umsetzung war der 6. Juli 2024

Im nun vorgelegten Gesetzentwurf wurde gegenüber dem Referentenentwurf aus dem März dieses Jahres die Pflicht zur Erstellung eines Prüfberichts zum Nachhaltigkeitsbericht gestrichen. Darüber hinaus wurden Anpassungen am Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG) vorgenommen und die Frist zur Einreichung der LkSG-Berichte für das Geschäftsjahr 2023 bis zum 31. Dezember 2025 verlängert.

Stichtag für die Umsetzung der EU-Nachhaltigkeitsberichterstattungs-Richtlinie (Corporate Social Responsibility Directive, CSRD) in nationales Recht war der 6. Juli 2024. In seinem Informationspapier greift das Bundesjustizministerium die Frage auf, ob Deutschland nun ein Vertragsverletzungsverfahren drohe. Dies liege im Ermessen der Europäischen Kommission. Über das Geschäftsjahr 2024 müsse jedoch erst im Frühjahr 2025 berichtet werden. „Die gesetzlichen Anpassungen sollten bis dahin vorgenommen sein“, heißt es von Seiten des Ministeriums.

Außerdem seien auch andere Mitgliedstaaten „noch mit der Umsetzung der sehr umfangreichen und technisch komplexen europäischen Richtlinie beschäftigt“.

Der Entwurf des Gesetzes zur Umsetzung der EU-Richtlinie zur Nachhaltigkeitsberichterstattung steht auf der Internetseite des Bundesjustizministeriums zum Download zur Verfügung.

Zentrales Ergebnis: Photovoltaik-Anlagen produzieren „mittlerweile auch in Kombination mit Batteriespeichern deutlich günstiger Strom“ als Kohle- oder Gaskraftwerke.

„Diese Berechnungen zeigen, dass die in Deutschland gerade anlaufenden Großprojekte mit einer Kombination aus PV-Freiflächenanlage, Windpark und stationären Batteriespeichern gute Investitionen sind“, erklärt Christoph Kost, Hauptautor der Studie, in einer Mitteilung des Instituts. Für PV-Freiflächen- und Onshore-Windkraftanlagen haben die ISE-Experten Stromgestehungskosten von 4,1 bis 9,2 Cent pro kWh ermittelt. Diese Technologien sind damit im Vergleich Spitzenreiter.

Hohe Unterschiede bei Batteriekosten

PV-Batteriesysteme schlagen der Analyse zufolge auf die Gestehungskosten mit 6 bis 22,5 Cent je kWh durch. Ausschlaggebend für diese große Bandbreite seien zum einen die hohen Kostenunterschiede für Batteriesysteme – das ISE rechnet mit 400 bis 1.000 Euro/kWh – sowie jene für PV-Anlagen. Zum anderen spiegelt sich die Sonneneinstrahlung am Anlagenstandort darin wider.
 Weiteres Sinken bis 2045 unter bestimmten Annahmen

In der Studie blicken die Freiburger Wissenschaftler auch in die Zukunft. Sie modellieren die Kostenentwicklung für den Bau und Betrieb verschiedener Erzeugungsanlagen bis zum Jahr 2045. Demnach liegen Strom-Gestehungskosten bei kleinen PV-Dachanlagen dann zwischen 4,9 und 10,4 Cent je kWh. Bei PV-Freiflächenanlagen betragen sie im Jahr 2045 laut Modell zwischen 3,1 und 5,0 Cent.
 
Auch bei Speichersystemen geht der Trend nach unten: „Selbst kleine PV-Batteriesysteme könnten dann Strom-Gestehungskosten zwischen 7 und 19 Cent pro Kilowattstunde erreichen, vorausgesetzt, die Preise für Batteriespeicher sinken auf die angenommenen 180 bis 700 Euro pro Kilowattstunde“, erklärt Mitautorin Verena Fluri.

Flexible Back-ups wesentlich teurer

Für Biogasanlagen – als flexible und CO2-neutrale Back-ups – kommt das Fraunhofer-Institut auf Strom-Gestehungskosten zwischen 20,2 und 32,5 Cent. Gerechnet hat ISE bei flexibler Fahrweise, also bei einer mittleren bis niedrigen Zahl an Volllaststunden.

Kraftwerke auf Basis fester Biomasse landen im Kostenvergleich zwischen 11,5 und 23,5 Cent.

Für ein im Jahr 2030 zu errichtendes wasserstoffbetriebenes Gas- und Dampfturbinen(GuD)-Kraftwerk taxiert das ISE Kosten von 23,6 von 43,3 Cent „im hochflexiblen Betrieb“. Die Strom-Gestehungskosten der flexiblen Technologien liegen deutlich über den Kosten von Wind und Solarstrom, da CO2-Kosten und die Beschaffung von Wasserstoff zentrale Kostentreiber sind, heißt es.

Gestehungskosten nicht die ganze Wahrheit

Auf die LCOLC, die Vollkosten inklusive nötiger Back-ups, geht das ISE in seiner Studie nicht ein. Sie wurden im April verdeutlicht von einer Kurzstudie, die Wirtschaftsweise Veronika Grimm und ihre Kollegen Gregor Zöttl und Leon Oechsle von der Universität Erlangen-Nürnberg vorstellten (wir berichteten). Danach lagen die LCOLC – darin fließen die Back-up-Kosten zum Angleich der Erzeugung an den Verbrauch ein – bei Windparks im Jahr 2021 bei 32,76 Cent, die LCOE bei 5,49 Cent.

Für 2040 zeigen Grimms Berechnungen für PV-Anlagen LCOE von 2,59 Cent. Die LCOLC wären mit mehr als 21,70 Cent zu veranschlagen, wenn der Bedarf an Ausregelung ausschließlich mithilfe von Batteriespeichern gedeckt wird: „Die niedrigsten Kosten zur Deckung einer gegebenen Nachfrage im Jahr 2040 ergeben sich, wenn die Erzeugung von Wasserstoff, seine Speicherung und Verstromung als Technologieoption zur Deckung der Versorgungslücke zur Verfügung steht“, so die Kurzstudie aus Erlangen. Die Freiburger Fraunhofer-Studie steht kostenfrei als Download bereit: Stromgestehungskosten erneuerbare Energien

Das Europäische Parlament und der Rat haben zwei Richtlinien (EU) 2023/958
und (EU) 2023/959 zur Änderung der EU-Emissionshandelsrichtlinie (TEHG) erlassen, die jeweils am 5. Juni 2023 in Kraft getreten sind. Darin werden die Gesamtemissionsmengen bis 2030 im Rahmen des „Green Deal“ stärker als bislang vorgesehen gesenkt. Neben Änderungen des Emissionshandelssystems im Bereich ortsfester Anlagen und Luftverkehr (ETS-1) sehen die Änderungen der EU-Emissionshandelsrichtlinie die erstmalige Einbeziehung des Seeverkehrs in den Emissionshandel vor. Zudem wird ein neuer Brennstoffemissionshandel (ETS-2) eingeführt, für die bislang nicht vom ETS-1 erfassten Emissionen in den Sektoren Wärme und Verkehr.

Im Entwurf des Ministeriums werden die Auswirkungen für die deutsche Wirtschaft als günstig eingeschätzt. „Durch die TEHG-Novelle und die Überführung des nationalen Brennstoffemissionshandels in den künftigen EU-Brennstoffemissionshandel entsteht für die Wirtschaft ein Erfüllungsaufwand, der sich gegenüber den bisherigen Abschätzungen um knapp 4 Millionen Euro pro Jahr verringern wird“, heißt es. Mit Wirkung des ETS-2 ab 2027 werde die nationale CO2-Bepreisung nach dem BEHG entfallen.

BDEW sieht Lücke im Referentenentwurf

Beim Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) war die deutsche Regelung schon erwartet worden. Allerdings sieht er Lücken im Referentenentwurf. Für BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae fehlt eine Festlegung, ob es bis 2027 beim bisherigen Festpreissystem für CO2 bleibt oder für ein Jahr noch das eigentlich im BEHG vorgesehene nationale Handelssystem (nEHS) kommen soll.

„Eine kurze Handelsphase bietet aus unserer Sicht keinerlei Vorteil für den Übergang des nationalen in den europäischen Emissionshandel, sondern im Gegenteil viel finanziellen und personellen Umstellungsaufwand“, sagte Andreae. Daher sollte auch in der Übergangsphase am Festpreis imnationalen Emissionshandel festgehalten werden. „Damit werden erhebliche Kosten für den Aufbau einer zusätzlichen temporären nationalen Handelsinfrastruktur sowohl für Händler als auch für Behörden eingespart“, meinte Andreae.

Gleichzeitig bestehe Planungssicherheit für Bürgerinnen und Bürger sowie Unternehmen, da der CO2-Preis bereits vorab bekannt ist. „Dies gilt sowohl für einen regulären Start des ETS-2 im Jahr 2027 als auch bei einer möglichen Verschiebung des Starts des ETS-2 auf 2028 aufgrund eines hohen Preisniveaus von Öl und Gas“, so die BDEW-Vertreterin.

Nationales Handelssystem wäre teuer

Die technische und administrative Einrichtung eines Handelssystems sei mit Fixkosten verbunden, die in der Regel durch die Erlöse der Handelsaktivitäten über mehrere Jahre refinanziert werden. „Dauert die Handelsphase jedoch maximal zwei Jahre an, müssen diese Kosten innerhalb dieser kurzen Zeit gedeckt werden“, gab Andreae zu bedenken. Diese Kosten für die Einführung eines nationalen Emissionshandelssystems sollten vermieden werden, zumal die Zielerreichung unsicher sei.

So bleibe die Frage offen, ob die Preisbildung in einem nationalen Emissionshandelssystem tatsächlich prototypisch für die des europäischen Emissionshandels für Verkehr und Wärme wäre. „Die unterschiedlichen Vermeidungskosten in den EU-Mitgliedstaaten könnten dazu führen, dass die Händler im Zweifel ihre Modelle zum Start des ETS-2 ohnehin grundsätzlich aktualisieren und neu kalibrieren müssten“, schloss Kerstin Andreae ihre Kritik am Entwurf.

Dieses adressiert vor allem Informationen für Verbraucher und Preistransparenz in der Fernwärme. „Wesentliche wettbewerbs- und kundenfreundliche Verbesserungen für mehr Transparenz und Flexibilität bei den Versorgungsbedingungen“ seien Ziel der Verordnung, so der Referentenentwurf. So sollen Veröffentlichungspflichten der Fernwärme-Versorger erweitert werden sollen. Sie müssten künftig eine Musterrechnung im Internet veröffentlichen, aus welcher sich die Anwendung einer etwaigen Preisänderungsklausel verständlich nachvollziehen lässt.

Außerdem heißt es: „Es wird rechtssicher klargestellt, dass Versorger verschiedene
Fernwärme-Tarife anbieten können, etwa solche mit einem bestimmten Anteil an erneuerbarer Energie oder Tarife, die den effizienten Betrieb des jeweiligen Wärmenetzes begünstigen.“ Auf gut Deutsch: Kundenkönnen künftig rechtssicher grüne Fernwärme beziehen. Versorger dürfen grüne Fernwärme mit eigenständigen Tarifen und Primärenergiefaktoren anbieten. Bisher war dies nicht möglich.

Verhaltene Reaktionen auf den Entwurf

Der Entwurf des Ministeriums enthalte einige Fortschritte für private Verbraucher, erklärte Thomas Engelke, Teamleiter Energie und Bauen beim Verbraucherzentrale Bundesverband (VZBV). So werden die Möglichkeiten zur Sperrung von Kunden bei Zahlungsverzug begrenzt. Allerdings fehlt aus seiner Sicht eine bundesweite Preisaufsicht. Der Fernwärme-Markt stelle im Energiesektor das stärkste Monopol dar und müsse daher von einer Bundesbehörde überwacht werden.

Ein Sprecher des Verbands kommunaler Unternehmen (VKU) erklärte: „Der Entwurf spiegelt die aktuellen Debatten um die Preisentstehung und Preistransparenz in der Fernwärme.“ Die Absicht der Bundesregierung, noch enger gefasste Vorgaben bei der Preisgestaltung zu machen, sei im Entwurf deutlich zu erkennen. Der VKU werde sich intensiv in den Novellierungsprozess einbringen. „Stabile und investitionsfördernde rechtliche Rahmenbedingungen sind das A und O für den geplanten massiven Ausbau der Fernwärmeversorgung in Deutschland“, erinnerte er.

Mitte Mai war die Fernwärme-Preistransparenz-Plattform der Branchenverbände AGFW, BDEW und VKU gestartet. Auf ihr finden Interessierte Preisübersichten verschiedener Anbieter sowie Informationen zu Faktoren und Merkmalen, die den Fernwärmepreis beeinflussen. „Erfreulich ist, dass der Entwurf die unterschiedlichen Einflussfaktoren auf die Preisgestaltung berücksichtigt“, so der VKU-Vertreter.

Mehrwert, Aufwand und Investitionsbedarf


Der Fernwärme-Spitzenverband AGFW sieht „Licht und Schatten“ in dem Referentenentwurf. Der Verbraucherschutz sei wichtig, jedoch bedeute er mehr Bürokratie für die Versorger. Die geplanten erweiterten Informationspflichten hätten „wenig Mehrwert für den Verbraucher, aber viel Mehraufwand bei den Unternehmen“, so der AGFW.

Die deutschen Fernwärme-Versorger müssen in den kommenden Jahren gewaltige Summen in den Ausbau und die Transformation der Fernwärme stecken, damit die Klimaschutzziele in Deutschland erreicht werden. Laut Prognos-Gutachten „Perspektive der Fernwärme“ liegt der Investitionsbedarf bis zum Jahr 2030 bei 43,5 Milliarden Euro. Dies sei nur zu schultern, wenn die Unternehmen über Rechtssicherheit und einen geeigneten Förderrahmen verfügen, so der Verband.

Ab August bietet sie deshalb eine Rechtsberatung am Telefon oder online am Rechner an. Die bis zu 30-minütige „Rechtsberatung zu Fernwärmelieferverträgen“ kostet 20 Euro und erfolgt nach Terminabsprache. Dabei werden Fragen zur Vertragslaufzeit geklärt und/oder ob Abrechnungen, Abschlagszahlungen und Preisgestaltungen rechtlich korrekt sind.

„Uns erreichen zunehmend Fragen zu bestehenden Fernwärmeverträgen“, so Rene Zietlow-Zahl von der Verbraucherzentrale Niedersachsen: Die Klassiker unter den Fragen seien die zu Preiserhöhungen, Abrechnungen und Abschlagszahlungen. „Aber auch spezielle Vertragsgestaltungen – etwa Contracting-Verträge – sind immer wieder Inhalt von Anfragen.“

Mit 20 Euro ist die Beratung bei der Verbraucherzentrale relativ günstig. Andere Serviceangebote wie die Finanzierungsangebote zu Immobilien können dort schon mal 200 Euro kosten – allerdings nimmt sich das juristische Fachpersonal dann auch bis zu zwei Stunden Zeit.

Doch es geht auch ganz ohne Kosten. So bietet die Verbraucherorganisation im August ein einstündiges Gratis-Webinar zum Thema „Fernwärme – die klimaschonende Alternative?“ an.

Der Fernwärmemarkt ist in Bewegung. Viele Kommunen setzen bei der Wärmewende auf die zentrale Verteilung der Wärme. Allerdings beklagt der Verbraucherzentrale Bundesverband (VZBZ) fehlende Transparenz. Der VZBZ hat in seinem Monitoring des Fernwärmemarktes im dritten Quartal 2023 wieder große Preisunterschiede beobachtet.

Die Fernwärme-Tarife unterscheiden sich teils um mehr als 100 Prozent. Beispiel Einfamilienhaus im Falle großer Stadtnetze: Ein Haushalt am größten Netz in Köln berappte 2023 im dritten Quartal 27 Cent/kWh, am größten Netz in Halle waren es hingegen nur 12 Cent/kWh.

Nach vier Jahren des Wachstums und insbesondere nach dem von Sondereffekten geprägten Rekordjahr 2023 bewege sich der Markt wieder auf dem langjährigen Absatzniveau vor 2020. „Hinzu kommt der Umstand, dass bei den Bürgerinnen und Bürgern Unklarheit darüber herrscht, was die kommunale Wärmeplanung mit sich bringt“, bewertete BDH-Hauptgeschäftsführer Markus Staudt. „Hier wurden Erwartungen geweckt, die sich in der Realität kaum halten lassen“, kritisiert er.

Hauptsächlich sei es in der Kundenberatung herausfordernd, die Zusammenhänge zwischen Gebäudeenergiegesetz (GEG), kommunaler Wärmeplanung und stellenweise der Förderung verständlich zu machen. „In dieser unübersichtlichen Gemengelage schieben die Menschen die Heizungsmodernisierung eher auf“, begründet Staudt die Marktsituation.

Hälfte des Anlagenbestandes technisch veraltet

Mit Sorge weist der BDH auf den Anlagenbestand hin. Von rund 21,5 Millionen Heizungen in Deutschland sei rund die Hälfte technisch veraltet. „Mit dem nun zunehmend schleppenden Modernisierungstempo läuft die Politik Gefahr, die Klimaziele im Gebäudesektor zu verfehlen“, mahnt Staudt. Der BDH empfiehlt dringend gegenzusteuern und unter anderem die Endverbraucher intensiver und klarer über GEG-konforme Technologien und Fördermöglichkeiten in der Breite zu informieren.

Industrie rechnet mit maximal 200.000 Wärmepumpen im Jahr

Auch der Absatz von Wärmepumpen entwickelte sich im ersten Halbjahr 2024 rückläufig. (wir berichteten). Die Hersteller setzen insgesamt 90.000 Einheiten ab, das entspricht einem Minus von 54 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Zwar stieg die Anzahl der zugesagten KfW-Heizungsförderungen im Mai um 21 Prozent, im Juni sogar um 40 Prozent gegenüber den jeweiligen Vormonaten. Trotz dieser zuletzt leicht positiven Tendenz geht der Verband in seiner Prognose davon aus, dass im laufenden Jahr maximal 200.000 Wärmepumpen abgesetzt werden.
 
„Die Menschen brauchen bei der Heizungsmodernisierung Planungssicherheit“, sagte Staudt. Vor allem mit Blick auf den Klima- und Transformationsfonds 2025 sei es daher von zentraler Bedeutung, dass hier ein Signal des Vertrauens seitens der Bundesregierung an die Bürgerinnen und Bürger gesendet wird. „Auch im kommenden Jahr muss die staatliche Unterstützung für die Heizungsmodernisierung wie im Jahr 2023 fortgeführt werden“, forderte der BDH-Hauptgeschäftsführer.

Gedämpfte Erwartung in Richtung Herbst

Erstmalig hat der BDH auch eine Konjunkturumfrage für den Zeitraum bis einschließlich September 2024 und über sämtliche Produktkategorien hinweg durchgeführt. Zentrales Ergebnis: Die Hersteller schätzen die Marktentwicklung der verschiedenen Produktgruppen überwiegend pessimistisch ein. Vor diesem Hintergrund erhofft sich der Verband künftig positive Impulse zum Beispiel durch die Ausweitung der Förderung.

Ab August werden auch die Wohnungswirtschaft und Eigentümer von Nichtwohngebäuden in die Förderung einbezogen. Die zentrale Stellschraube zur Marktbelebung bleibt für den BDH jedoch, das Vertrauen der Verbraucher in die Heizungsmodernisierung zu stärken, so Staudt.

CfD gleichen die Mehrkosten im Vergleich zu konventionellen Verfahren aus, wo klimafreundliche Produktionsverfahren gegenwärtig noch nicht konkurrenzfähig betrieben werden können. Dadurch würden unmittelbar große Mengen an Treibhausgasen vermieden und die dringend notwendige Markttransformation angestoßen, so das Ministerium. Bis zum 30. September 2024 müssen alle Unternehmen, die im zweiten Gebotsverfahren ein Gebot abgeben möchten, die erforderlichen Informationen einreichen.

Ausschreibung unter Mittelvorbehalt

Dies gelte auch, wenn sie bereits Unterlagen im Rahmen des ersten vorbereitenden Verfahrens oder ersten Gebotsverfahrens übermittelt haben. In dem Vorverfahren werden Informationen gesammelt, die für die effektive und bedarfsgerechte Ausgestaltung des anschließenden Gebotsverfahrens notwendig sind. Ein besonderer Fokus soll in der zweiten Runde auch auf CCUS-Technologien (Carbon Capture and Usage/Storage – Abscheiden und Nutzen oder Einspeichern von Treibhausgasen wie CO2) liegen. Dies entspreche den Eckpunkten der Bundesregierung für eine Carbon-Management-Strategie.

Aktuell steht die Durchführung einer zweiten Runde unter Haushaltsvorbehalt, schränkt das BMWK ein. Auch bedarf die Durchführung einer zweiten Gebotsrunde einer beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU-Kommission.
 Großes Interesse an der ersten CfD-Runde

Die erste Gebotsrunde der Klimaschutzverträge endete mit dem 11. Juli 2024. Unternehmen der energieintensiven Industrie, die erfolgreich am ersten vorbereitenden Verfahren teilgenommen haben, hatten vier Monate Zeit, um eine 15-jährige Förderung ihrer Transformationsprojekte mit einem Fördervolumen von bis zu 1 Milliarde Euro einzureichen. Es wurden rund 20 Anträge mit einem Antragsvolumen deutlich über den ausgeschriebenen 4 Milliarden Euro eingereicht.

Gebote kamen sowohl aus der Großindustrie als auch aus dem Mittelstand, darunter viele Wasserstoffprojekte. Aktuell werden die eingereichten Gebote der ersten Runde umfassend ausgewertet. Der Abschluss der ersten Klimaschutzverträge auf Basis der ersten Gebotsrunde erfolgt im Herbst.

Deutschland ist weltweit das erste Land, das eine Förderung durch Klimaschutzverträge auf den Weg gebracht hat. Etliche andere Länder arbeiten an einer vergleichbaren Förderung, bei der ebenfalls Differenzverträge verauktioniert werden sollen. Die erste Runde diente auch dazu, in enger Zusammenarbeit mit der Wirtschaft, Wissenschaft und der Europäischen Kommission Erfahrungen für die Ausgestaltung ähnlicher Förderinstrumente und künftiger Gebotsrunden zu generieren.

Informationen zum zweiten vorbereitenden CfD-Verfahren stehen im Internet bereit.

Jeweils mehr als ein Drittel des Bedarfs entfallen dabei auf die beiden Sektoren Industrie und Energiewirtschaft. Die Zahlen gehen, so die Autoren, bereits über den im Rahmen der „Nationalen Wasserstoffstrategie“ der Bundesregierung ermittelten Nachfrageumfang für Mitteldeutschland hinaus.

Auch bei der lokalen Erzeugung von grünem Wasserstoff bescheinigt die Studie der Region ein umfangreiches Potenzial. So wird für das Jahr 2030 bereits eine Elektrolyseleistung von 2.900 bis 3.700 MW erwartet. Zehn Jahre später sollen es zwischen 7.100 und 11.000 MW sein.

Möglich gemacht werden soll die Produktion dieser Mengen durch den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien in Mitteldeutschland. So steigt in einem moderaten Szenario der Studie die installierte Leistung der Windenergie im Untersuchungsgebiet bis 2040 um den Faktor 6 auf rund 34.000 MW, während die Freiflächen-Photovoltaik um den Faktor 8 auf 23.000 MW zulegt. Damit könnte der regionale Wasserstoffbedarf im Jahr 2040 zu einem Drittel durch die inländische Erzeugung in Mitteldeutschland gedeckt werden.

Um Nachfrager und Produzenten von grünem Wasserstoff über die 79 durch die Studienpartner gemeldeten Anschlusspunkte miteinander zu verbinden, sind nach Erkenntnissen der Studienmacher 42 Leitungsabschnitte mit einer Gesamtlänge von 1.100 km erforderlich. In enger Abstimmung mit den 13 beteiligten Netzbetreibern schlagen sie eine stufenweise Umsetzung des Netzes für die Jahre 2030, 2035, 2040 und 2045 vor. Rund 51 Prozent der Trasse (565 km) sollten durch die Umstellung bereits vorhandener Erdgasleitungen realisiert werden.

Dadurch sowie durch die parallele Verlegung neuer Abschnitte in bestehenden Trassenkorridoren könnten die damit verbundenen Kosten und die Planungszeiträume deutlich reduziert werden. So rechnen die Verfasser der Studie aktuell mit Kosten für das mitteldeutsche Wasserstoffnetz von rund 1 Milliarde Euro. Das bedeutet eine Einsparung von 41 Prozent oder 720 Millionen Euro gegenüber einem kompletten Neubau des Netzes.

 

„Mitteldeutschland ist H2-ready“

„Mit der Studie haben wir Quellen und Senken für grünen Wasserstoff in der Region in bisher nicht erreichter Qualität und Umfang erhoben sowie eine sehr konkrete und realistisch dimensionierte Zielnetzplanung für das mitteldeutsches Wasserstoff-Verteilnetz vorgelegt. Mitteldeutschland ist H2-ready“, erklärt Jörn-Heinrich Tobaben, Geschäftsführer der Europäischen Metropolregion Mitteldeutschland.

„Die ab 2027 startenden Elektrolyse-Standorte entlang der ersten Ausbaustufe des Nationalen Wasserstoff-Kernnetzes in der Region zeigen: Für weitere Investitionsentscheidungen auf der Erzeuger- und Nachfragerseite von grünem Wasserstoff im industriellen Maßstab brauchen wir zeitnah eine leitungsgebundene, großflächige Infrastruktur“, so Joachim Wicke, Vorstandsvorsitzender beim Wasserstoffnetzwerk Hypos. Bei allen anderen kritischen Erfolgsfaktoren wie der Grünstromverfügbarkeit, industriellen Wasserstoffnachfrage und innovativen Geschäftsmodellen rund um grünen Wasserstoff sei Mitteldeutschland bereits heute gut aufgestellt.

Die gemeinsam von der Europäischen Metropolregion Mitteldeutschland, Hypos, DBI Gas- und Umwelttechnik sowie Infracon initiierte Studie wurde im Auftrag von 54 regionalen Partnern aus Wirtschaft und öffentlicher Verwaltung durchgeführt, darunter 13 Netzbetreiber, 29 Bedarfsträger/ Erzeuger und zwölf Unterstützer.

Die Bundesregierung verweist in dem Bundesbericht auf „die hohe Bedeutung der Energieforschung für eine klimafreundliche Energiepolitik und den Erhalt der Versorgungssicherheit“. Die finanziellen Mittel erstrecken sich von der Grundlagenforschung bis hin zur angewandten Forschung.

Seit den 1970er Jahren erfolgt die Förderung von Energieforschung in Form stetig fortgeschriebener Energieforschungsprogramme. Am 25. Oktober 2023 hat das Bundeswirtschaftsministerium bereits zur Förderung der angewandten Energieforschung das „8. Energieforschungsprogramm zur angewandten Energieforschung – Forschungsmissionen für die Energiewende“ veröffentlicht.

Dreistelliger Millionenbetrag von Unternehmen

Im Rahmen des noch laufenden Programms wurden 1,08 Milliarden Euro in die Projektförderung gesteckt, heißt es in dem Bericht. Dabei wurden 7.570 laufende Forschungsvorhaben unterstützt. 1.796 neue Projekte erhielten grünes Licht. Aber auch die Wirtschaft trage ihren Teil zur Forschung bei: Unternehmen investierten 368,58 Millionen Euro als Eigenanteil in diese Projekte.

Der Bund habe zudem 325,39 Millionen Euro im Rahmen der institutionellen Förderung im Forschungsbereich Energie der Helmholtz-Gemeinschaft eingesetzt.Wie die Bundesregierung in dem 91-seitigen Bericht schreibt, habe die Förderung der Energieforschung das Ziel, den schnellstmöglichen Transfer von Forschungsergebnissen in die Praxis zu unterstützen.

Eine wichtige Rolle spielten bei der Energieforschung die „Reallabore der Energiewende“, initiiert und gefördert vom Bundeswirtschaftsministerium sowie die „Wasserstoff-Leitprojekte“ des Bundesforschungsministeriums. „Beide leisteten einen direkten Beitrag zur Umsetzung der Nationalen Wasserstoffstrategie der Bundesregierung. Die Projektförderung als agiles Format und die institutionelle Förderung mit ihrer hohen Verlässlichkeit für Forschende wirkten für den dauerhaften Erfolg der Förderpolitik“, heißt es weiter.

Ein besonderer Fokus der Forschungsförderung im Jahr 2023 lag auf der klimaneutralen Bereitstellung von Wärme und Kälte. In vielen Haushalten wird noch immer viel Energie für Heizung und Kühlung verbraucht, und hier gibt es großes Potenzial, effizientere und umweltfreundlichere Lösungen zu entwickeln. Die Energieforschung arbeitet daran, solche Lösungen zu finden und sie schnellstmöglich in die Praxis umzusetzen.

Der „Bundesbericht Energieforschung 2024“ steht im Internet zum Download bereit.

Der Internetseite der Bioenergie Heek-Ahle GmbH & Co. KG, die die Anlage errichtet, gibt deren geplante Biogas-Gesamtkapazität mit etwa 1.450 Normkubikmetern pro Stunde an, die angestrebte Biomethan-Einspeisemenge mit 602 Kubikmetern pro Stunde. Verarbeitet werden sollen etwa 135.000 Tonnen Substrat pro Jahr. Dieses wird von den Landwirten, deren Betriebe sich im Umkreis von 5 Kilometern um die Anlage befinden, angeliefert.

Die im Substrat enthaltenen Nährstoffe sollen im Eigentum der Landwirte bleiben und ihnen nach Abschluss des Gärprozesses als Dünger wieder zur Verfügung stehen. Das dient auch dem Klimaschutz: Die Vergärung von Wirtschaftsdüngern gegenüber der offenen Lagerung ohne Abdeckung reduziere die Methanemissionen um bis zu 90 Prozent, heißt es in einer Mitteilung der Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR) zu dem Projekt.

Effizienz und transparente Erlösabrechnung

„Von dieser Gemeinschaftsanlage profitieren also alle“, sagt Jurek Häner aus dem Projektteam an der FH Münster. Er ist für die Begleitung des Baus und die Inbetriebnahme, die Dokumentation und die Ausarbeitung eines Substrat-Logistikkonzepts zuständig. „Aus den angelieferten Einsatzstoffen wird grünes Gas produziert, das für die Versorgung von rund 4.200 Haushalten mit jeweils vier Personen ausreicht. Meine Aufgabe ist es zu ermitteln, wie das möglichst effizient passieren kann“, erklärt der wissenschaftliche Mitarbeiter.

Ziel der wissenschaftlichen Begleitung ist allerdings nicht eine höhere Effizienz, sondern auch die Untersuchung ökonomischer und ökologischer Aspekte. „Unser Ziel ist es, eine Methodik zur Bilanzierung der eingebrachten finanziellen Mittel und Substratmengen zu entwickeln“, erklärt Dr. Elmar Brügging, Professor am Fachbereich Energie, Gebäude, Umwelt der FH Münster. Dadurch solle die Betreibergesellschaft die erzielten Erlöse transparent abrechnen können.

„Die Erfahrungen, die durch BNG gesammelt werden, sind (...) wichtig (...) für die Biogas-Branche in ganz Deutschland und die Öffentlichkeit“, so der Wissenschaftler. In den letzten Jahren seien Biogasanlagen eher zögerlich gebaut worden, sagt Brügging. „Dabei ergänzen Biogas beziehungsweise Biomethan die volatilen erneuerbaren Energien Wind und PV als wichtiger Baustein in der Energieversorgung.“

Das Vorhaben „BNG – Bioenergie neu gedacht“ wird vom Bundeslandwirtschaftsministerium (BMEL) gefördert. Es lauf seit diesem 1. Juli genau drei Jahre lang.

Allerdings waren die bisherigen Ausschreibungen meist unterzeichnet. Laut den Branchenverbänden ist zum Maximalwert kaum ein wirtschaftlicher Betrieb möglich. Überzeichnet waren dagegen regelmäßig die innovativen Biomethananlagen, die diesmal nicht ausgeschrieben sind.

Die Bundesnetzagentur weist darauf hin, dass Genehmigungen von Biomethananlagen, die sich bewerben wollen, bis zum 5. August 2024 erteilt sein müssen. Sie müssen auch an das Marktstammdatenregister gemeldet worden sein, um an diesem Ausschreibungstermin teilnehmen zu können.

Je Gebot ist eine Sicherheit zu stellen. Wird eine Bürgschaft eingereicht, so ist eine Bürgschaft je Gebot einzureichen, so die Behörde. Die benötigten Formulare sind aus dem Internet herunterzuladen und am Computer auszufüllen.

Die Biomethan-Ausschreibung zum 2. September steht im Internet bereit.

Ziel sei es nun, Gas und Strom direkt an Gewerbe- und Industriekunden in den Ländern zu liefern, in denen Getec tätig ist – hauptsächlich sind das neben Deutschland die Niederlande, Österreich, Belgien und Polen. Nach den Angaben von BP liefert Getec derzeit jährlich rund 40 Milliarden kWh Strom und Gas an rund 400 Gewerbe- und Industriekunden in Deutschland, 100.000 Gas- und Stromzähler werden direkt versorgt.

Elaine Skinner-Reid, SVP Gas & Power Trading International von BP, erklärte dazu: „Mit der Eingliederung von Getec Energie wird unsere Präsenz in der europäischen Versorgung von Gewerbe- und Industriekunden unmittelbar ausgebaut. Die fortschrittlichen Technologien und das Know-how des Teams werden unsere Fähigkeit, Kunden in Deutschland und anderen europäischen Ländern integrierte Energielösungen anzubieten, verbessern und erweitern.“ Patrick Wendeler, Vorstandsvorsitzender BP Europa: „Wir vertiefen unsere Expertise in den Wertschöpfungsstufen der Strom- und Gaswirtschaft in Deutschland und anderen europäischen Ländern, und es ist ein weiterer Schritt im Rahmen unserer Transformation von einem internationalen Öl- und Gasunternehmen in ein integriertes Energieunternehmen.“

Getec-Hauptsitz wird regionales Handelsbüro für BP

Getec soll unter der Leitung von Geschäftsführer Cord Wiesner als Teil des internationalen Gas- und Stromhandelsgeschäfts in BP trading & shipping integriert werden. Der betonte: „Mit BP haben wir das ideale Unternehmen gefunden, um unser starkes Wachstum der letzten Jahre auf die nächste Stufe zu heben. Diese Integration wird uns dabei unterstützen, unseren Kunden in Zukunft größere Mengen und längere Vertragslaufzeiten zu bieten und unsere Energielösungen noch mehr Kunden außerhalb Deutschlands anzubieten.“

Mit dem Abschluss wird der Hauptsitz der Getec in Hannover zu einem neuen regionalen Handelsbüro für BP – neben den anderen europäischen Handelsbüros in London und Madrid.

Die Übernahme von Getec, die die Präsenz von BP in Europa erweitert, folgt auf die Expansion des Strom- und Gasgeschäfts des Unternehmens in den USA durch die Übernahme von EDF Energy Services im Jahr 2022.

Peter Ketterl, Leiter der Region Ostbayern der Bayernwerk Netz GmbH, erinnerte daran, dass der Versorger Anfang des Jahres die „Wachstumsoffensive Energiezukunft Bayern“ ausgerufen hatte und bis 2026 – wie berichtet – rund 5,1 Milliarden Euro in den Ausbau seines Stromnetzes investieren will. Zwei Millionen Euro sollen in die Erweiterung des Naabtaler Grüngasrings fließen, mit dem Ziel, dass bald auch in Schwarzenfeld, Stulln, Schmidgaden und Fensterbach regional erzeugtes Biomethan durchs Gasnetz strömen kann. Damit seien nach Abschluss der Bauarbeiten rund 14.400 Verbraucher an den Grüngasring angeschlossen.

Nach Angaben des Bayernwerks gibt es im Versorgungsgebiet rund 1.200 Biogasanlagen. Etwa 400 davon liegen so nahe am Gasnetz, dass sich eine Umstellung von der Stromerzeugung auf Biomethaneinspeisung lohnen würde. Radlbeck regte in diesem Zusammenhang eine Clusterung der Anlagen an, um das hohe Potenzial effizient nutzen zu können. Als Netzbetreiber könne man hier eine aktive Rolle spielen.

Staatssekretär Gotthardt verwies darauf, dass Bioenergie mit mehr als 13 Prozent zur Stromerzeugung und mit 24 Prozent zur Wärmeversorgung im Freistaat beiträgt. Den Naabtaler Grüngasring nannte er ein Leuchtturmprojekt, das den praktischen Einsatz klimaneutraler Gase zeige.

Beim maschinellen Lernen, einem Zweig der KI, lernen Systeme aus vorhandenen Daten, ohne dass sie explizit programmiert werden müssen. Es geht darum, Modelle zu erstellen, die auf Basis neuer, nicht zuvor gesehenen Daten korrekte Vorhersagen treffen können. Dabei spielt das sogenannte Reinforcement Learning eine Rolle, das auf positivem und negativem Feedback beruht, das in künftige Entscheidungen miteinbezogen wird.

Wissenschaftler der Universität Oldenburg, des Fraunhofer-Instituts für Fertigungstechnik und des DLR haben ihre Versuche an einem virtuellen Wohnkomplex mit 100 Wohneinheiten und 7.000 Quadratmetern Wohnfläche und einem jährlichen Raumwärmebedarf von rund 25 kWh pro Quadratmetern durchgeführt. Dabei kommen eine zentrale Wärmepumpe mit 100 kW und ein Warmwasserspeicher als Wärmespeicher zum Einsatz.

Neben der Optimierung der Stromkosten durch die optimale Nutzung variabler Strompreise und der Senkung des Gesamtenergieverbrauchs der Anlage, haben die Wissenschaftler auch festgestellt, dass bei optimierter Fahrweise die installierte Leistung nicht in vollem Umfang benötigt wird. Das wiederum könnte bereits die Investitionskosten für eine Wärmepumpe senken. Eine große Rolle beim intelligent abgestimmten Zusammenspiel des Versuchsaufbaus spielt auch der Warmwasserspeicher. Dessen flexibler Einsatz kann Stromkosten für die Wärmepumpe sparen − und Wärmeverluste im Speicher selbst verringern.

Für weitergehende Untersuchungen können sich die Forschenden die Einbeziehung einer PV-Anlage vorstellen oder die der Warmwasseraufbereitung. Der im aktuellen Versuchsaufbau eingesetzte Warmwasserspeicher dient nur der Unterstützung der Raumheizung.

Graf hatte den Posten bereits kommissarisch inne. „Nach dem Weggang von Ralf Großhauser im Oktober 2023 übernahm sie interimsweise die Führung der SGE Power Systems sowie die Rolle als alleinige Geschäftsführerin der Zeppelin Power Systems GmbH.“ Seit 2018 ist sie als CFO der Zeppelin Power Systems verantwortlich für die Bereiche Finanzen, Marketing, Personal und Recht.

Die studierte Betriebswirtin ist seit 2012 im Unternehmen und nun zuständig unter anderem für das Geschäft mit BHKW-Anlagen. Zu dem Bereich Power Systems zählen auch Dieselmotoren, Gasmotoren und Notstromaggregate.

Die Zeppelin GmbH ist die Holding des Konzerns mit juristischem Sitz in Friedrichshafen und der Zentrale in Garching bei München. Der Zeppelin-Konzern ist ein Stiftungsunternehmen.