Energie | Umwelt | Rohstoffe AKTUELL

Mit dem Umweltpreis werden herausragende Leistungen zum Schutz der Umwelt sowie zum nachhaltigen Wirtschaften ausgezeichnet, die im Stadtgebiet wirksam werden oder einen Bezug zu Nürnberg haben. Der Umweltpreis ist mit 9 000 Euro dotiert und wird alle zwei Jahre vergeben.

Es können natürliche Personen ausgezeichnet werden, die ihre Haupt- oder Nebenwohnung oder ihren Arbeitsplatz im Stadtgebiet haben sowie Personengruppen und juristische Personen, die mit ihrem Sitz oder einer Niederlassung im Stadtgebiet vertreten sind.

Nürnberg ist in vielen Teilen dicht bebaut und verfügt nur über relativ wenig Grün. Wie wir aus vielen Klimastudien wissen, erwärmen sich eng bebaute Gebiete viel stärker im Vergleich zu Bereichen mit Grünflächen und Grünstrukturen mit Bäumen, Grünstreifen, Gärten, Dach- und Fassadenbegrünung. Grüne Inseln verbessern aber nicht nur das lokale Klima, sie spenden Schatten, sind Nistplatz für Vögel, bieten Futter für Schmetterlinge, Hummeln und andere Insekten und erhöhen deutlich das Wohlbefinden der Bürgerinnen und Bürger. Kleine grüne Flächen können schon große Wirkung entfalten. Wachsen auf ihnen heimische Pflanzen bedeutet das auch einen Mehrwert für die biologische Vielfalt.

Daher widmet sich der Umweltpreis 2016 ganz dem Engagement für mehr Grün. Angesprochen sind die vielfältigen ehrenamtlichen Aktionen ebenso wie Unternehmen, die Grün in ihre „grauen Zonen“ bringen. Ausgezeichnet werden können auf dem Stadtgebiet Nürnberg realisierte Projekte aber auch innovative Projektideen, die bisher noch nicht verwirklicht werden konnten.

Die Themenstellung schließt eine Preisverleihung für Beiträge zu anderen Themen nicht aus. Neben dem Umweltpreis können zusätzlich Anerkennungsurkunden verliehen werden. Mit der Anerkennungsurkunde sollen außergewöhnliche Leistungen im betrieblichen Umweltschutz ausgezeichnet werden, die Vorbildcharakter haben. Es können Handwerks-, Industrie-, Handels- und sonstige Gewerbebetriebe, die ihren Sitz oder eine Niederlassung im Stadtgebiet haben, ausgezeichnet werden. Die eingegangenen Bewerbungen und Vorschläge werden dem Preisgericht vorgelegt. Das Preisgericht prüft und bewertet die Beiträge und spricht eine Empfehlung für die Beschlussfassung durch den Stadtrat aus. Der Stadtrat entscheidet über die Verleihung von Umweltpreis und Anerkennungsurkunde(n) in nichtöffentlicher Sitzung. Es besteht keine Rechtspflicht, Umweltpreis und Anerkennungsurkunden zu vergeben.

Interessierte werden gebeten, für ihre Bewerbung das Online-Bewerbungsformular unter www.umweltpreis.nuernberg.de zu verwenden.

Weitere Informationen stellt Ihnen das Referat für Umwelt und Gesundheit unter Telefon 09 11 / 2 31-59 04, E-Mail umweltpreis@stadt.nuernberg.de zur Verfügung.

Die Ausstellung Ideenreich Natur hat sich im ersten Jahr zu einem beliebten Lernort entwickelt, der Schulen, interessierte Öffentlichkeit, aber auch Forschung und Wirtschaft gleichermaßen begeistert. All diese Akteure unter dem Dach der Bionik zusammen und
in Austausch miteinander zu bringen, ist das Ziel des Ideenforums Bionicum:

• Begeisterte Schülerinnen und Schüler sind die Wissenschaftlergeneration von morgen, die an bionischen Innovationen forscht und Produkte für die Wirtschaft entwickelt.
• Und, nur wenn die Öffentlichkeit über den Nutzen der Bionik informiert ist, wird auch auf bionische Produkte geachtet – ein Gewinn für alle Beteiligten.

In diesem Sinne spannen die Vorträge des Ideenforums 2016 den Bogen von der sozio-technischen Interaktion zwischen Mensch und Roboter über die interdisziplinäre
Zusammenarbeit zwischen Biologie, Ingenieurtechnik und Unternehmen bis hin zur Frage, wie natürliche und technische Optimierungsprozesse ablaufen.

Weitere Informationen und die Möglichkeit zur Anmeldung finden Sie unter: www.bionicum.de.

eMobilität: Aktuelle Entwicklungen der eMobilität & Integration in das Gebäudeenergiemanagement M. Münch Elektrotechnik GmbH & Co. KG (Energiepark 1, 95365 Rugendorf), Infoveranstaltung am 01.03.2016

IT-Sicherheit @ Mittelstand IHK Nürnberg für Mittelfranken, Raum Nürnberg, Ulmenstraße 52, 90443 Nürnberg, Infoveranstaltung am 02.03.2016

Betriebliche-Abwaermenutzung-Potenziale-Erfahrungen-Praxis Energie Campus Nürnberg - Forum, Fürther Straße 250, 90429 Nürnberg, Infoveranstaltung am 9.03.2016

Umweltwirtschaft vor Ort | Umweltkompetenz - Profile, Wilo SE Werk Hof, Heimgartenstraße 1-3, 95030 Hof, Infoveranstaltung am 15.03.2016

19.04.2016, IHK-AnwenderClub Umwelt | Technologie- und Innovationsnetz Mittelfranken (tim) | IHK-Ausschuss Energie und Umwelt: Thema: "Umweltmanagementsystem ISO 14001 | Bionik-Lösungen für die Wirtschaft", Ort: Bionicum, Am Tiergarten, Nürnberg (geschlossener Kreis)

Fachveranstaltung zum Thema IT-Sicherheit: Prävention IT-Kriminalität IHK Nürnberg für Mittelfranken, Raum Nürnberg, Ulmenstraße 52, 90443 Nürnberg, Infoveranstaltung am 15.04.2016

03.05.2016, IHK-Innovations- und AnwenderClub eMobilität, Thema: "Testverfahren für mobile Energiespeicher", Ort: TÜV Rheinland, Nürnberg

09.05.2016, IHK-Fachforum "Kosten und Energie sparen durch effiziente Hallenheizungen im Bestand", IHK Akademie Mittelfranken

14.07.2016, IHK-Fachforum "Eigenstromversorgung im Unternehmen mit Photovoltaik und Kraft-Wärme-Kopplung", Ort: IHK Akademie Mittelfranken

Fachveranstaltung zum Thema IT-Sicherheit: Prävention IT-Kriminalität Polizeipräsidium Mittelfranken, Jakobsplatz 5 (Eingang: Schlotfegergasse), 90402 Nürnberg, Infoveranstaltung am 15.07.2016

20.07.2016, IHK-Fachforum "Chemikalien-Management | Reach", Ort: IHK Nürnberg für Mittelfranken

Praxistraining Druckluft-Spezialist (IHK) IHK Akademie Mittelfranken, Walter-Braun-Str. 15, 90425 Nürnberg, Seminar am 16.09.2016

Fachveranstaltung zum Thema IT-Sicherheit: Prävention IT-Kriminalität IHK Nürnberg für Mittelfranken, Raum Nürnberg, Ulmenstraße 52, 90443 Nürnberg, Infoveranstaltung am 14.10.2016

Save the Date: 7. Internationale Konferenz für Europäische EnergieManager (EUREM) Deutscher Industrie- und Handelskammertag, Berlin, Seminar am 24.10.2016

Weitere Informationen erhalten Sie unter: www.ihk-nuernberg.d/Veranstaltungen

Forschungseinrichtungen, Städte, Gemeinden, Verbände, Initiativen und Privatpersonen können sich mit innovativen Energie-Projekten bewerben. Voraussetzung für eine erfolgreiche Bewerbung ist, dass die eingereichten Projekte bereits erfolgreich umgesetzt wurden und einer fachkundigen Prüfung standhalten. Kriterien für die Preisvergabe sind in erster Linie die technische Neuheit und der Innovationsgrad.

Ein Blick in den You-Tube-Video-Kanal www.bayerischer-energiepreis.de/videoaudio/ gibt Inspiration für die eigene Bewerbung. 11 Kurzfilme zeigen die Breite der 2014 ausgezeichneten Projekte, Produkte, Konzepte und Verfahren – von Energiesparprojekten in Bildungseinrichtungen bis hin zu energetisch sanierten Wohngebäuden.

Der Bayerische Energiepreis 2016 besteht aus einem Hauptpreis (kategorieübergreifend) und jeweils einem Preis in den acht Kategorien:

1.       Gebäude als Energiesystem / Gebäudekonzept
2.       Energieerzeugung - Strom, Wärme
3.       Energieverteilung  und Speicherung - Strom, Wärme
4.       Energieeffizienz in industriellen Prozessen und Produktion
5.       Produkte und Anwendungen
6.       Kommunale Energiekonzepte
7.       Initiativen / Bildungsprojekte
8.       Energieforschung

Bewerbungen sind ab sofort bis 18. März 2016 online unter www.bayerischer-energiepreis.de möglich.

Unter dieser Internet-Adresse können sich Interessierte auch über die Teilnahmebedingungen und das Verfahren informieren.

Die Verleihung des Bayerischen Energiepreises 2016 findet am 20. Oktober 2016 in Nürnberg statt.

Bei der Auftaktveranstaltung in der Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg (FAU) betonte die Bayerische Umweltministerin Ulrike Scharf: "Es ist für die Zukunft unseres Landes von enormer Bedeutung, dass wir mit unseren endlichen Ressourcen sparsam und intelligent umgehen. Deshalb brauchen wir die Rohstoffwende - aus ökonomischen und ökologischen Gründen. Mit dem neuen Projektverbund erschließen wir innovative Möglichkeiten der Biotechnologie, um Ressourcen zu schonen. BayBiotech ist neben dem Projektverbund ForCycle ein weiterer starker Baustein im Handlungsfeld Forschung und Entwicklung unseres Mega-Projekts Rohstoffwende Bayern." Gerade der High-Tech-Standort Bayern soll von der Ressourceneffizienz besonders profitieren. Das Bayerische Umweltministerium finanziert den Projektverbund mit einem Gesamtvolumen von rund 2 Millionen Euro.

Das Konzept für den Projektverbund wurde von der FAU entwickelt. Dabei werden beispielsweise Feinchemikalien entwickelt, die unter anderem wichtige Ausgangsstoffe für die Arzneimittelherstellung sind. Werden dort biologisch abbaubare Katalysatoren eingesetzt, ist die Entsorgung unerwünschter Nebenprodukte nicht mehr erforderlich. Scharf: "Mit sanften biotechnologischen Verfahren lassen sich Belastungen für die Umwelt deutlich reduzieren. Gleichzeitig können wir Energie, Kosten und Abfälle sparen und nachwachsende Rohstoffe als Alternativen erschließen. Diese Chancen wollen wir in Bayern verantwortungsvoll nutzen."

Der zweite Schwerpunkt des Verbunds bearbeitet Fragestellungen zur Entwicklung von biologisch abbaubaren Kunststoffen. "Neben dem Plastikmüll in den Weltmeeren haben wir Mikroplastikpartikel auch in unseren Binnengewässern gefunden. Diese Entwicklung fordert zunehmend unsere Aufmerksamkeit. Wir wollen deshalb auch biologisch abbaubare Kunststoffe weiterentwickeln. Der Projektverbund nimmt die Forschung auf diesem Gebiet jetzt in Angriff", erläuterte Scharf. Das Bayerische Umweltministerium hat bereits 2014 eine Mikroplastik-Initiative gestartet.   

Folgende sieben Projekte werden im Rahmen des Projektverbunds finanziert:

• Koordinierungsvorhaben zum Projektverbund BayBiotech, Friedrich-Alexander Universität Erlangen-Nürnberg (FAU)
• Ressourcenschonende Herstellung von Feinchemikalien, Technische Universität München (TUM)
• Entwicklung neuer Ganzzellbiokatalysatoren, Technische Universität München (TUM)
• Biofilme für die Prozessintensivierung, Universität Bayreuth
• Biotechnologische Optimierung der biobasierten Polymerherstellung, Wissenschaftszentrum Straubing
• Synthese von Biopolymeren aus Kohlenstoffdioxid, Technische Universität München (TUM)
• Ressourceneffiziente Produktionsverfahren für PHB-Biokunststoffe, Technische Universität München (TUM)

Weitere Informationen gibt es im Internet unter www.baybiotech.de.

Zum dritten Mal loben der Bayerische Industrie- und Handelskammertag BIHK e.V., die Arbeitsgemeinschaft der bayerischen Handwerkskammern und das Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie den Innovationspreis Bayern aus. 

Es werden drei Hauptpreise sowie vier Sonderpreise in den Kategorien „Unternehmen mit weniger als 50 Mitarbeiter“, „Start-ups, die nicht älter als 5 Jahre sind“, „Kooperationen zwischen Wirtschaft und Wissenschaft“ und „Kooperationen zwischen Start-up und etabliertem Unternehmen“ vergeben. Eine unabhängige Jury aus hochkarätigen Experten aus Wirtschaft und Wissenschaft ermittelt die Gewinner. Wer die Pokale erhält, wird im November d. J. im feierlichen Rahmen und im Beisein von namhaften Vertretern aus Politik und Wirtschaft im Ehrensaal des Deutschen Museums in München bekannt gegeben.

Innovationen sind das Herz der Wirtschaft. Ohne neue Produkte und Dienstleistungen können Unternehmen nicht wachsen und am Markt bestehen. Doch Innovationen sind kein Zufall, sondern das Ergebnis harter und oft langwieriger Arbeit von Tüftlern und Unternehmern. Der Innovationspreis Bayern würdigt diese Arbeit.

Erstmals wurde der Innovationspreis Bayern, der im zweijährigen Rhythmus vergeben wird, 2012 an Unternehmen aus allen Regionen Bayerns vergeben.

Weitere Informationen erhalten Sie im Internet unter www.innovationspreis-bayern.de sowie bei Ihrer IHK.

Ansprechpartnerin für die IHK Nürnberg für Mittelfranken ist Frau Dr. Elfriede Eberl, die Sie unter Tel. 0911-1335-431 oder elefriede.eberl@nuernberg.ihk.de erreichen können.

Die Umfrage zeigt das große Engagement deutscher Unternehmen im Klimaschutz. Größere Unternehmen investieren vorrangig in die Steigerung der Energieeffizienz, aber auch in erneuerbare Energien und in Kraft-Wärme- Kopplung. So senken sie Energiekosten, erhöhen ihre Wettbewerbsfähigkeit und bauen ihre eigene Energieversorgung klimafreundlich aus. Und alle Unternehmen, insbesondere auch die kleinen und mittleren, sensibilisieren und qualifizieren ihre Mitarbeiter in Sachen Klimaschutz. 

Doch da Alleingänge im Klimaschutz nicht effizient sind, ist auch die zweite wichtige Botschaft aus der Umfrage eindeutig: Die Unternehmen sind überwiegend skeptisch in Bezug auf die Ergebnisse der UN-Klimakonferenz in Paris. Für am wahrscheinlichsten halten sie, dass sich einzelne Staaten zu weitergehenden Klimaschutzbeiträgen verpflichten. Die Entwicklungs- und Schwellenländer werden dies von der finanziellen Unterstützung durch die Industrieländer abhängig machen.

Die Antworten der gut 2.000 befragten Mitgliedsunternehmen der AHKs zeigen, welche Hindernisse für energie- und klimarelevante Investitionen dort bestehen: Schwierige wirtschaftspolitische Rahmenbedingungen, eine unzureichende Umweltschutzgesetzgebung und eine niedrige Marktakzeptanz für umweltfreundliche Produkte. In der Region Asien/Pazifik bemängeln die Unternehmen besonders die fehlenden Umweltschutzstandards. In der Region Afrika, Nah- und Mittelost fehlen den AHK-Mitgliedsunternehmen vor allem die finanziellen Mittel für energie- und klimarelevante Investitionen.

Grundlage der Auswertung sind 1.410 Antworten deutscher Unternehmen, die in Deutschland aktiv sind, sowie 2.022 Mitgliedsunternehmen der Auslandshandelskammern aus 73 Ländern.

Weitere Informationen zum DIHK-Klimabarometer erhalten Sie im Pressebereich des DIHK unter www.dihk.de.

Bundesumweltministerin Barbara Hendricks: „Wir wollen mit dem Wettbewerb anregen, dass die Auswirkungen unserer Konsumgewohnheiten auf die Umwelt und auf soziale Aspekte kritischer hinterfragt werden. Für die Gestaltung von Produkten und Dienstleistungen bedeutet das, eine langfristige und ganzheitliche Perspektive einzunehmen. Das macht Vorreiter eines guten Designs aus, die wir mit dem Bundespreis Ecodesign auszeichnen wollen.“

Die Präsidentin des UBA, Maria Krautzberger: „Der Bundespreis Ecodesign schafft eine öffentliche Plattform für kluge Köpfe, die Produkte und Dienstleistungen so gestalten, dass sie sowohl ästhetisch als auch ökologisch überzeugen. Er ist der erste und einzige Designpreis, der ökologische und gestalterische Kriterien gleichwertig nebeneinander stellt.“

Der Bundespreis Ecodesign wird erneut in vier Kategorien vergeben: In der Kategorie „Produkt“ werden auf dem deutschen Markt erhältliche Produkte sowie Prototypen mit Marktreife prämiert. Konzepte, Studien und Modellprojekte können in der Kategorie „Konzept“ eingereicht werden, Dienstleistungen und Systemlösungen in der Kategorie „Service“. In der Kategorie „Nachwuchs“ steht der Wettbewerb Studierenden, Absolventinnen und Absolventen offen.

Bevor die Einreichungen von der interdisziplinär besetzten Jury im Original begutachtet werden, trifft ein Expertengremium des UBA und des Projektbeirates eine Vorauswahl. Bewertet werden die Einreichungen anhand einer transparenten Kriterienmatrix, die vom BMUB und dem UBA in Kooperation mit dem Internationalen Design Zentrum Berlin (IDZ) entwickelt wurde. Dabei wird der gesamte Lebensweg der eingereichten Projekte berücksichtigt.

Die Preisträger und Nominierten sollen am 28. November 2016 bei der Preisverleihung im Bundesumweltministerium geehrt und in einer Wanderausstellung auf Messen und in Museen präsentiert werden. Die Ausstellung der Preisträger und Nominierten aus dem Jahr 2015 wird am 14. März 2016 in Ludwigsburg eröffnet. Begleitend zur Ausstellung finden Workshops und Veranstaltungen statt.

Weitere Informationen zur Bewerbung erhalten Sie unter: www.bundespreis-ecodesign.de/

Die Eckpunkte entsprechen im Wesentlichen der DIHK-Position. Zur Besonderen Ausgleichsregel und zur Eigenerzeugung/Eigenversorgung gibt es hingegen keinen neuen Stand.

Die wichtigsten Punkte nach Technologien im Überblick:

Photovoltaik

• Anlagen unter 1 MW müssen nicht in die Ausschreibung.
• Es gibt eine gemeinsame Ausschreibung von jährlich 500 MW für alle PV-Anlagen über 1 MW.
• Die Flächenkulisse für Freiflächenanlagen bleibt unverändert, d. h. es können maximal zehn Anlagen auf Ackerflächen errichtet werden.
• Die Projektgröße bleibt auf 10 MW beschränkt.
• Es wird drei Ausschreibungsrunden jedes Jahr geben.
• Der atmende Deckel bleibt für Anlagen unter 1 MW erhalten. Ziel ist ein Zubau solcher Anlagen von 2.000 MW.
  

Wind an Land

• Am 1. Juli 2017 sollen Ausschreibungen für alle Anlagen über 1 MW starten.
• Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2016 immissionsschutzrechtlich genehmigt sind, müssen nicht in die Ausschreibung.
• Geboten wird auf den anzulegenden Wert auf Basis eines einstufigen Referenzertragsmodells. Es wird bundesweit ausgeschrieben.
• Als Höchstwert werden 8,9 Cent/kWh festgesetzt. Dieser sinkt jährlich um 1 Prozent.
• Nach 30 Monaten verfällt der Zuschlag.

Wind auf See

• Anlagen, die bis Ende 2020 in Betrieb gehen, müssen nicht in die Ausschreibung.
• Das Ausschreibungsdesign ab 2021 wird ein eigenes Gesetz regeln.
• Die Flächen für künftige Parks werden staatlich voruntersucht, um gleiche Wettbewerbsbedingungen zu schaffen. Dies tritt voraussichtlich 2024 in Kraft.
• Es wird ein Zwischenziel für 2025 von 11 GW eingeführt.
  

Biomasse

• Im ersten Schritt werden keine Ausschreibungen eingeführt.
• Das neue EEG soll eine Verordnungsermächtigung enthalten, um ein Ausschreibungsdesign für neue, bestehende und erweiterte Anlagen zu schaffen.

Sonstiges

• Die Preisfindung erfolgt bei allen Technologien nach dem „pay-as-bid“-Verfahren, d. h. jede Anlage erhält den Wert, den sie geboten hat.
• Bei allen Ausschreibungen gilt ein spezifischer Höchstpreis.
• Die Zuschläge erfolgen projektbezogen. Lediglich bei PV ist eine Übertragung mit einem finanziellen Abschlag möglich.
• Der im EEG 2014 festgelegte Ausbaukorridor (40 - 45 Prozent EE-Strom 2025) wird über die Ausschreibungsmenge Wind an Land mit folgender Formel gesteuert: Zielmenge EE-Strom abzüglich des Stroms aus Bestandsanlagen und aus Neuanlagen der anderen Technologien, zuzüglich des Rückbaus bei Wind Onshore ergibt die auszuschreibende Menge.
• Es wird auf das obere Ende des Korridors, also 45 Prozent, gezielt.
• Vermutlich werden im ersten Jahr 2.900 MW Wind an Land ausgeschrieben. Es werden immer mindestens 2.000 MW ausgeschrieben, auch wenn die Formel einen geringeren Wert ergeben sollte.
  

Bereits Ende 2016 sollen die Ausschreibungen starten.

Quelle: www.dihk.de

Entgegen dem Referentenentwurf wird die Einrichtung der Kapazitätsreserve um zwei Jahre auf das Winterhalbjahr 2017/2018 nach vorne gezogen. Zudem soll sie bereits ab dem Winter 2019/2020 ihre volle Höhe von 5 Prozent der durchschnittlichen deutschen Jahreshöchstlast erreichen (rund 4,4 GW) und nicht erst ab 2022/2023. Der Grund dafür: Die Klimareserve wird nicht auf die Kapazitätsreserve angerechnet. Die Kosten für die Reserve bewegen sich zwischen 130 und 260 Mio. Euro im Jahr.

Die Braunkohlekraftwerke in der Klimareserve werden vollständig stillgelegt und konserviert, damit sie kein CO₂ ausstoßen. Sie können nur in Phasen mit extremen Wettersituationen von den Übertragungsnetzbetreibern angefordert werden. Die Gesamtkosten belaufen sich über den Zeitraum von sieben Jahren auf rund 1,6 Mrd. Euro. Mit den Betreibern der Kraftwerke wurde eine politische Vereinbarung unterzeichnet.

Weitere wichtige Punkte des Strommarktgesetzes:

• Stärkung der Bilanzkreistreue: Die Bilanzkreisverantwortlichen werden stärker dazu angehalten, für ihre Kunden zeit- und bedarfsgerecht Strom einzukaufen. Wer weniger Strom eingekauft hat als er tatsächlich an Kunden liefert, trägt verursachergerecht die Kosten, um seine Versorgungslücke auszugleichen.
• Das Monitoring der Versorgungssicherheit wird verbessert. Anstelle einer ausschließlichen Betrachtung der nationalen Leistungsbilanz wird künftig der Beitrag des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes zur Versorgungssicherheit stärker berücksichtigt.
• Die insbesondere für Süddeutschland wichtige Netzreserve wird über den 31. Dezember 2017 hinaus verlängert und die Regelungen zur Kostenerstattung werden angepasst. Die Netzreserve ist so lange erforderlich, bis wichtige Netzausbauvorhaben fertiggestellt werden.
• Spitzenkappung: Künftig müssen die Netze nicht mehr für die letzte Kilowattstunde aus Wind- und PV-Anlagen ausgebaut werden.
• Verteilung der Netzkosten: Vermiedene Netzentgelte werden für neue Anlagen, die ab dem 1.1.2021 errichtet werden, abgeschafft.
  

Das Strommarktgesetz in der Kabinettsfassung finden Sie unter www.bmwi.de.

Das Digitalisierungsgesetz regelt den Rechtsrahmen für den Einbau intelligenter Messsysteme (sog. „Smart Meter“) bei verschiedenen Gruppen von Stromverbrauchern und -erzeugern. Diese intelligenten Messsysteme sind ein wichtiger technischer Baustein für die Flexibilisierung auf der Nachfrageseite und somit für den notwendigen Ausgleich zwischen Stromerzeugung und -nachfrage.

Der Rollout von intelligenten Messsystemen erfolgt ab 2017 je nach Verbrauchs- und Erzeugungsgruppe in definierten Zeitfenstern und soll durch strenge Preisobergrenzen unmittelbar am Stromkosteneinsparpotenzial der Verbraucher und auf Erzeugerseite ausgerichtet sein. Verantwortlich für den Einbau sind die (grundzuständigen) Verteilnetzbetreiber. Ab 2017 werden sukzessive Verbraucher mit einem Verbrauch >10.000 kWh und Erzeuger nach dem EEG und KWKG ab 7 kW installierter Leistung als Vorreiter ein intelligentes Messsystem bekommen. Der haushaltsnahe Bereich folgt ab 2020 mit einem verpflichtenden Einbau über 6.000 Kilowattstunden Jahresstromverbrauch (Durchschnittshaushalt 3.500 Kilowattstunden) und einem optionalen Einbau bei einem Verbrauch darunter; letzterer jedoch nur mit äußerst strengen Preisobergrenzen.

Da die durch die Smart Meter ermittelten Daten Aufschluss über das Verbrauchsverhalten und Gewohnheiten der Verbraucher (privat und gewerblich) geben können, sind ein wirksamer Datenschutz und eine hohe Datensicherheit die entscheidenden Voraussetzungen für ihre Einführung. Zum Gesetzentwurf gehört deshalb ein sehr umfangreiches Paket Technischer Richtlinien und Schutzprofile des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI). Hierdurch sollen hohe Datenschutz- und Datensicherheitsstandards für Entwicklung, Produktion, Auslieferung und Betrieb der Kommunikationseinheit eines intelligenten Messsystems (sog. Smart-Meter-Gateway) gesetzt werden.

Das Digitalisierungsgesetz in der Kabinettsfassung finden Sie ebenso unter www.bmwi.de.

2013 betrug die abgeregelte Strommenge aus Wind und Sonne erst 0,555 TWh. Die Entschädigungszahlungen erhöhten sich auf 83 Mio. Euro, wie die Bundesnetzagentur mitteilte. 

Abgeregelt wurden in erster Linie Windräder (77 Prozent), gefolgt von Solaranlagen (16 Prozent). Im vergangenen Jahr waren erstmals auch Biomasseanlagen in höherem Maße betroffen (7 Prozent). Bei mehr als der Hälfte der Maßnahmen (54 Prozent) zum sog. Einspeisemanagement („Einsman“) lag der Engpass im Übertragungsnetz, die Abregelung erfolgte aber im Verteilnetz. 

Aus zwei Gründen wird das Einspeisemanagement in den kommenden Jahren an Bedeutung gewinnen:

• Das Strommarktgesetz sieht die Möglichkeit vor, bis zu drei Prozent der Jahresarbeit einer EE-Anlage abregeln zu können (sog. Spitzenkappung), damit der Netzausbau nicht für die letzte kWh erfolgen muss.
• Der kräftige Ausbau der Windenergie an Land und auf See führt aufgrund der fehlenden Übertragungsnetze zu verstärkten Abregelung.

Die Zahlen zum Einspeisemanagement sind Teil einer größeren Veröffentlichung der Bundesnetzagentur: EEG 2014 in Zahlen.

Weitere Informationen finden Sie unter www.bundesnetzagentur.de.

Die Bundesnetzagentur hat im Oktober eine Interpretationshilfe zu den Eigenversorgungsregelungen des § 61 EEG 2014 zur Konsultation gestellt. Die finale Version des Leitfadens soll im ersten Quartal 2016 vorgelegt werden. Zwar entfaltet der Leitfaden keine formale Rechtskraft, gleichwohl wird er bei Streitfällen zur Hilfestellung herangezogen werden und damit indirekte Rechtskraft haben. Unterschieden wird von der Behörde zwischen Bestandsanlagen (Eigenerzeugungsanlagen) und Neuanlagen (Eigenversorgungsanlagen).

Die wichtigsten Kritikpunkte des DIHK sind:

• Der Entwurf des Leitfadens geht von dem Grundsatz einer vollständigen Belastung mit EEG-Umlage für alle Formen des Bezuges von Strom aus, gleich ob es sich um Fremd- oder Eigenstrombezug handelt. Dies ist jedoch nicht zutreffend. Das EEG hat bereits von Anfang an für die Entstehung der EEG-Umlagepflicht daran angeknüpft, ob es ein Lieferverhältnis gibt. Aus diesem Grund fiel bei Eigenerzeugung keine EEG-Umlage an. Auch im EEG 2014 wird diese Differenzierung fortgeführt: Eigenstrombezug in seinen unterschiedlichen Konstellationen und Fremdstrombezug werden grundsätzlich unterschiedlich geregelt.
• Der Leitfaden fordert, dass der Betreiber der Anlage die Sachherrschaft über die Anlage ausübt, die Arbeitsweise eigenverantwortlich bestimmt und das wirtschaftliche Risiko trägt. Diese enge Auslegung des Begriffs des Anlagenbetreibers teilt der DIHK nicht. Wer mögliche Verluste bei einem Ausfall der Anlage oder einer Stromerzeugung zu ungünstigen Zeitpunkten tragen muss, wird alles daran setzen, die Anlage in seinem Sinne zu überwachen und zu steuern.
• Der Leitfaden sieht eine enge Auslegung des Begriffs der Personenidentität vor: Es muss sich um dieselbe natürliche oder juristische Person handeln, die den Strom erzeugt und auch verbraucht. Eine vorübergehende Aufspaltung eines Unternehmens führt nach der engen Auslegung zum Ende des Status als Selbstversorgung. Auch eine Nutzung einer Eigenversorgungsanlage im Konzernverbund ist nach Auslegung des Leitfadens nicht möglich. Mehrpersonenkonstellationen sowie sog. Scheibenpachtmodelle scheiden ebenfalls aus. Diese Auslegung teilt der DIHK nicht, sie geht auch an der betrieblichen Realität vorbei.
• Der unmittelbare Zusammenhang kann nach der Auslegung des Leitfadens bereits durch Straßen, Schienen, Flüsse, Wald o. ä. unterbrochen werden. Dies ist eine zu enge Auslegung des Begriffs „unmittelbar“.
• Nach Aussagen des Leitfadens erstreckt sich die Zeitgleichheit von Erzeugung und Verbrauch auch auf Bestandsanlagen, also Anlagen, die vor dem 1. August 2014 bereits in Betrieb waren. Begründet wird dies mit den allgemeinen energiewirtschaftlichen Bilanzierungsgrundsätzen, die auch immer schon für Eigenerzeugungsanlagen gegolten hätten. Dieser Interpretation kann der DIHK für Bestandsanlagen nicht folgen.

Der Leitfaden vertritt die Auffassung, dass eine Bestandsanlage nach § 61 Abs. 3 Satz 2 Nummer 1 oder 2 EEG nur einmal erweitert, modernisiert oder ersetzt werden darf, da sie dann eine Bestandsanlage nach Nummer 3 wird. Diese Auslegung der Regelung lehnt der DIHK entschieden ab. Vielmehr gilt der Bestandsschutz solange eine Anlage erweitert, modernisiert oder ersetzt wird und sich die installierte Leistung nicht um mehr als 30 Prozent erhöht. Mehrfachersetzungen sind also durchaus möglich, solange die Leistungslimitierung eingehalten wird.

Quelle: www.dihk.de

Sollte der Zeitplan eingehalten werden und das Gesetz in seinen wesentlichen Zügen vom Bundestag nicht mehr geändert werden, steigt die KWK-Umlage für die Strommenge bis 1.000.000 kWh auf 0,445 Cent/kWh. Strommengen darüber werden mit 0,04 Cent/kWh belegt. Strommengen energieintensiver Unternehmen (Stromkosten >4 % des Umsatzes im letzten Kalenderjahr) über diesem Schwellenwert müssen dann 0,03 Cent/kWh bezahlen.

Sollte die KWK-Novelle nicht so schnell abgeschlossen werden, steigt die Umlage für die ersten 100.000 kWh auf 0,379 Cent/kWh. Strommengen darüber werden mit 0,05 Cent und in der energieintensiven Industrie mit 0,025 Cent/kWh belegt.

Im Jahr 2015 lag die KWK-Umlage bei 0,254 Cent/kWh für die ersten 100.000 kWh. Gleich, ob die Novelle abgeschlossen wird, die Umlage steigt in jedem Fall deutlich an.

Weitere Informationen finden Sie www.netztransparenz.de.

Mit dem neuen KWKG wurden auch die Letztverbrauchergruppen neu gefasst, die eine verringerte KWK-Umlage bezahlen müssen sowie die Meldepflichten hierfür. Es ist zu empfehlen, dass geeichte Stromzähler zum Einsatz kommen, wenn Strommengen an Dritte auf dem Betriebsgelände weitergeleitet werden. Andernfalls kann die Weiterleitung dazu führen, dass die volle KWK-Umlage für alle Strommengen zu entrichten ist.

Zum Hintergrund: Mit dem neuen KWKG kann die KWK-Umlage nur noch für Strommengen reduziert werden (0,04 bzw. 0,03 Cent/kWh), die vom Letztverbraucher auch selber verbraucht wurden. Informationen, wann eine Reduzierung in Anspruch genommen werden kann, finden Sie unter www.dihk.de.

Eine Reduzierung muss in jedem Fall aktiv bis zum 31. März beim zuständigen Netzbetreiber gemeldet werden. Sollte Strom an Dritte auf dem Betriebsgelände weitergeleitet werden, sollte dieser messtechnisch durch geeichte Zähler erfasst werden, da die Reduzierung nur für selbstverbrauchten Strom greift. Andernfalls könnte die Reduzierung für sämtliche Strommengen verloren gehen und die volle KWK-Umlage in Höhe von 0,445 Cent/kWh fällig werden.

Die Bundesregierung legt unter der Rubrik „Energie für die Zukunft“ jedes Jahr einen Monitoringbericht vor. Dieser umfasst drei Säulen: Einen Überblick über Fortschritte der Energiewende, eine Evaluation der Zielerreichung des Energiekonzepts sowie einen Ausblick auf die kommenden Jahre. Naturgemäß sieht das BMWi „gute Fortschritte“ bei der Energiewende.

Die wichtigsten Ergebnisse im Jahr 2015 sind:

• Der Energieverbrauch sank 2014 um 4,7 Prozent gegenüber dem Vorjahr 2013. Grund war v. a. die milde Witterung. Mit 13.131 Petajoule erreichte der deutsche Energieverbrauch seinen tiefsten Stand seit 1990.
• Erneuerbare Energien sind mittlerweile die wichtigste Stromquelle. In den ersten sechs Monaten dieses Jahres erreichten sie einen Anteil von über 30 Prozent. Damit liegt Deutschland „auf Zielkurs“.
• Die EEG-Umlage hat sich stabilisiert. Dadurch sanken erstmals seit zehn Jahren die Haushaltsstrompreise. In Industrie und Gewerbe blieben sie konstant.
• Stromintensive Unternehmen ohne Privilegierungen bezahlen im internationalen Vergleich die höchsten Preise. Nur Japan bewegt sich mit 11,22 Cent/kWh in ähnlichen Dimensionen wie Deutschland mit 12,58 Cent/kWh. Am günstigsten ist es in Quebec mit 3,15 Cent/kWh. Mit sämtlichen Privilegierungen haben deutsche Unternehmen mit 4,32 Cent mit die günstigsten Preise.
• Handlungsbedarf besteht bei der Energieeffizienz. In den Jahren 2008 bis 2014 stieg sie nur um 1,6 Prozent. Im Energiekonzept sind 2,1 Prozent die Richtschnur. Der Nationale Aktionsplan Energieeffizienz soll einen zusätzlichen Schub bringen.
• Die Importrechnung für fossile Energieträger betrug 2014 81 Mrd. Euro, was einem Rückgang um 14 Mrd. gegenüber dem Vorjahr entspricht. Sowohl Preis als auch Menge sind dafür verantwortlich.

Der Bericht kann unter www.bmwi.de heruntergeladen werden.

Der Einsatz von Speichersystemen setzt die Unbedenklichkeit dieser Systeme voraus. Um in Zukunft die Sicherheit von Speichersystemen zu verbessern, zu vereinheitlichen und nachvollziehbar zu gestalten, wurde der Leitfaden erarbeitet.

Der Leitfaden ist keine Norm, sondern bildet den aktuellen Stand der Technik ab. Da Normen als „allgemein anerkannte Regeln der Technik“ einen längeren Prozess einhalten müssen, stellt der Leitfaden während des Normungsprozesses und bis zur Veröffentlichung der Normen bei Herstellung und Betrieb von Batteriespeichersystemen auf Lithium-Ionen-Basis eine Empfehlung dar.

Die beteiligten Prüflabore (TÜV Rheinland, VDE und CETECOM) haben sich darüber hinaus auf einheitliche Testkriterien zur Überprüfung des Leitfadens verständigt.

Die aktuelle Version des Leitfadens finden Sie unter www.bves.de.

Dem Gebäudebereich wird in der Strategie eine Schlüsselfunktion zugewiesen, um die Klimaziele der Bundesregierung bis 2050 zu erreichen. 35 Prozent des Endenergieverbrauchs und ein Drittel der Treibhausgasemissionen entfallen auf diesen Sektor.

Entsprechend ambitioniert sind die Ziele. Bis 2020 soll in Gebäuden der (nicht-erneuerbare) Primärenergieverbrauch um 20 Prozent und bis 2050 um 80 Prozent im Vergleich zu 2008 zurückgehen. Qualitativ wird dies als der klimaneutrale Gebäudebestand beschrieben. Dieser soll in einem Zielkorridor durch die Kombination von mehr Energieeffizienz bei der Wärmebereitstellung und erneuerbare Energien für Heizung und Warmwasser erreicht werden. Es bestehen jedoch jeweils Potenzialgrenzen für die Strategien. Bei der Energieeffizienz sind diese nicht nur ökonomisch, sondern auch technisch bedingt (z. B. Dämmwirkung). Die Grenze bei der Einsparung durch erneuerbare Energien liegt bei 69 Prozent, da das EE-Potenzial auf 1400 - 1800 PJ begrenzt ist. Damit geht das Zielszenario davon aus, dass auch in 2050 noch in geringem Umfang fossile Energieträger zur Wärmeerzeugung gebraucht werden.

Das offizielle Energieszenario der Bundesregierung geht davon aus, dass mit den bestehenden Maßnahmen nur 605-PEV-Einsparung gegenüber dem Verbrauch von 2008 (4.290 PJ bzw. 1193 TWh) zu erreichen sind. Die Lücke von ca. 800 PJ soll durch weitere Maßnahmen geschlossen werden. Beim verbleibenden Primärenergieverbrauch von 860 PJ geht auch das Zielszenario davon aus, dass in 2050 noch in geringem Umfang fossile Energieträger zur Wärmeerzeugung gebraucht werden. Die für die Zielerreichung notwendige Einsparung von Endenergie beträgt aufgrund der Nutzung erneuerbarer Energien nur 36 - 54 Prozent.

Anbei ein Überblick der Maßnahmen, die zur Zielerreichung beitragen sollen:

• NAPE-Sofortmaßnahmen (Heizungslabel etc.). Als Ersatz für die steuerliche Förderung der energetischen Sanierung kommt ein Anreizprogramm Energieeffizienz im Umfang von 165 Mio. Euro, das den Heizungstausch, den Lüftungseinbau und Brennstoffzellenheizungen fördert.
• gebäudeindividuelle Sanierungsfahrpläne
• aufeinander abgestimmtes Informations- und Beratungssystem
• Schaufenster Erneuerbare in Niedertemperaturwärmenetzen
• Weiterentwicklung des Energieeinsparrechts (EnEV & EEWärmeG)
• Chancen der Sektorkopplung Strom und Wärme nutzen

Die Strategie wird als Element des Klimaschutzplans 2050 fortgeschrieben und von einem jährlichen Monitoring begleitet. Weitere Informationen finden Sie im Pressebereich unter www.bmwi.de.

Der Erfahrungsbericht trifft folgende Kernaussagen:

• Der Wärme- und Kältemarkt ist für die Energiewende zentral, da 58 Prozent des Energieverbrauchs darauf entfällt. Hier bestehen - neben der Energieeffizienz - noch erhebliche Potenziale zum Einsatz erneuerbarer Energien.
• Daher wird das Ziel verfolgt, 14 Prozent des Endenergieverbrauchs für Wärme und Kälte erneuerbar zu decken. 2013 lag der Anteil bei 12,2 Prozent und wird laut Prognose bis 2020 auf 16 Prozent ansteigen. Das Erneuerbaren-Ziel wird voraussichtlich erreicht.
• Wichtigster Anwendungsbereich für Wärme und Kälte ist der Gebäudebereich (35 Prozent des EEV). Die wichtigsten erneuerbaren Energieträger sind Umweltwärme und Biomasse. Für die Heizung spielt Solarthermie kaum eine Rolle, dagegen wird sie stark für die Warmwasserbereitung genutzt.
• Während im Ein- und Zweifamilienhausbereich 81Prozent der neuen Gebäude erneuerbare Energien nutzen, wurden 61 der Nichtwohngebäude aus der Nutzungspflicht ausgenommen. Der Hauptteil erneuerbarer Energien im Wärmebereich entfällt damit auf Ein- und Zweifamilienhäuser.
• Instrumente des EEWärmeG sind neben der Erneuerbaren-Nutzungspflicht für neue Gebäude das Marktanreizprogramm (MAP) für erneuerbare Wärme im Gebäudebestand. In 2013 wurden mit den Mitteln des MAP errichteten Anlagen 3,5 Mio. t CO2 eingespart. Im Neubau ist die Wirkung der Nutzungspflicht des EEWärmeG dagegen minimal: 0,3 Mio. t CO2-Äquivalente in 2013 gegenüber 2009.

Zur Weiterentwicklung des Gesetzes schlägt der Bericht folgende mögliche Maßnahmen vor:

• Prüfung der Zusammenlegung von EnEV und EEWärmeG;
• Nutzung von Photovoltaik zur Wärme- und Kälteerzeugung, insbesondere bei der Warmwasserbereitung;
• Höhere Mindestwirkungsgrade für Biomassefeueranlagen und Wärmepumpen;
• Lastmanagementpotenzial von Wärmepumpen erschließen;
• Mindestanforderungen zu Wärme/Kälte aus erneuerbaren Energien für Fernwärme, um als EEWärmeG-Ersatzmaßnahme anerkannt zu werden;
• Nachweis, dass solarthermische Anlagen die EE-Pflicht auch quantitativ erfüllen;
• Ergebnisse der laufenden Studie zum Abgleich von EEWärmeG und EnEV sind noch nicht Gegenstand der Empfehlungen.

Weitere Informationen finden Sie unter www.bmwi.de.

Unter Berücksichtigung der Konsultationsbeiträge werden die Übertragungsnetzbetreiber im Frühjahr 2016 die zweiten Entwürfe von NEP und O-NEP 2025 vorlegen. Anschließend bestätigt die Bundesnetzagentur die aus ihrer Sicht nicht nur technisch notwendigen, sondern auch wirtschaftlich zu rechtfertigenden Netzausbauprojekte.

In den neuesten Netzberechnungen für die Zeit bis 2025 sind neben den geänderten Erneuerbaren-Ausbauzielen nach dem EEG 2014, die Möglichkeit der Spitzenkappung bei Wind- (onshore) und PV-Anlagen (maximal 3 Prozent der Jahresenergie), der Erdkabelvorrang bei HGÜ-Trassen und die Beschlüsse zu Fortführung und Ausbau der Netzreserve berücksichtigt. Im Ergebnis ergibt sich ein mit den Vorjahren vergleichbares Bild. Die drei Höchstspannungs-Gleichstromverbindungen Ultranet, Südlink und die Süd-Ost-Passage werden weiter als vordringlich qualifiziert. Insgesamt steigt der Umfang der Netzmaßnahmen etwas an.

Netzverstärkungen auf Bestandstrassen (Umbeseilung oder Stromkreisauflagen, Neubau einer leistungsfähigeren Leitung bei bestehenden Trassen) soll bei rund 5.900 Trassenkilometern (NEP 2014: 5.300 km) erfolgen. Der Ausbaubedarf neuer Leitungstrassen liegt bei 3.300 km (NEP 2014: 3.600 km), davon sind ca. 2.200 km Gleichstromverbindungen, darunter Gleichstrom-Interkonnektoren nach Belgien, Dänemark, Norwegen und Schweden mit einer Länge von rund 220 km. Die vorläufigen Investitionskosten für die Netzmaßnahmen liegen in den nächsten zehn Jahren je nach Szenario zwischen 22 und 25 Mrd. Euro. Hinzu kommen die zusätzlichen Kosten für die Erdverkabelung des Südlink und der Süd-Ost-Passage. Damit ergeben sich Investitionskosten von 31 bis 36 Mrd. Euro.

Für die Offshore-Anbindungen (O-NEP) ergibt sich eine leichte Reduzierung des Netzausbaubedarfs. Hintergrund sind die geänderten Ausbaupläne für Wind-Offshore. Insgesamt ist demnach bis 2025 ein Ausbau von 3,2 Gigawatt und 902 km mit einem Gesamtinvestitionsvolumen von sieben bis zehn Mrd. Euro erforderlich.

Quelle: www.dihk.de

Analog zum KfW-Programm Wohngebäude müssen die künftigen Nichtwohngebäude-Experten eine Grund- und eine Zusatzqualifikation vorweisen. Grundqualifikation ist die Ausstellungsberechtigung für Energieausweise für Nichtwohngebäude nach Paragraf 21 der Energieeinsparverordnung (EnEV).

Die Zusatzqualifikation weisen die Experten über Weiterbildungen oder eine Referenz nach. Die Weiterbildung umfasst insgesamt 150 Unterrichtseinheiten. Sie unterteilt sich in die Basisthemen energieeffizientes Bauen und Sanieren sowie ein Zusatzmodul „Planung und Umsetzung Nichtwohngebäude“.

Experten, die bereits in den Kategorien „Wohngebäude (KfW)“ und/oder „Vor-Ort-Beratung (BAFA)“ eingetragen sind, müssen noch Weiterbildungen im Umfang von 50 Unterrichtseinheiten nachweisen. Für sie fallen bei einer zusätzlichen Listung als Experte für Nichtwohngebäude auch keine weiteren Gebühren an. Ein neuer Eintrag in die Liste kostet einmalig 50 Euro (netto), hinzu kommt ein Jahresbeitrag in Höhe von 100 Euro (netto).

Die genauen Anforderungen für die Listung als Experte für Nichtwohngebäude sind im aktuellen Regelheft beschrieben, welches Sie unter www.energie-effizienz-experten.de einsehen können.

Schwerpunkt sind Aspekte des Wettbewerbs und der Regulierung der Leitungsnetze. Die Entwicklung der Strom- und Gasmärkte in Deutschland ist wesentlich von der Energiewende geprägt.

Strommarkt

Im Berichtsjahr 2014 ist die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern zurückgegangen bei gleichzeitigem Anstieg der Erzeugung aus erneuerbaren Energieträgern und einer reduzierten Netto-Stromerzeugung (581,3 TWh 2014 gegenüber 593,5 TWh 2013). Die Erneuerbaren deckten davon 154,8 TWh, also 8,4 TWh mehr als 2014. Gleichzeitig konnte der Netzausbau mit dem Umbau der Erzeugungslandschaft  - wie bereits in den Vorjahren - nicht Schritt halten. Entsprechend ist der Umfang von Maßnahmen zur Wahrung der Netz- und Systemstabilität gestiegen. Der Umfang der Ausfallarbeit im Zuge des EE-Einspeisemanagement hat sich von 555 GWh im Jahr 2013 auf 1.581 GWh fast verdreifacht. Die von den Übertragungsnetzbetreibern angeforderten Redispatchmaßnahmen sind im Vergleich zum Vorjahr um 6 Prozent auf 8.453 Stunden angestiegen. Die Kosten für den Redispatch betrugen 186,7 Mio. Euro.

Der letzte von der Bundesnetzagentur bestätigte Netzentwicklungsplan (NEP 2014) stellt einen Bedarf von 3.050 km an Optimierungs- und Verstärkungsmaßnahmen in Bestandstrassen und 2.750 km an Neubautrassen vor. Hinzu kommen die noch nicht realisierten Netzausbaumaßnahmen nach EnLAG (Startnetz). Bislang (Stand: 3. Quartal 2015) sind 558 km der vorgesehenen 1.876 km fertiggestellt.

Eine Verbesserung habe sich hinsichtlich der Wettbewerbsbedingungen auf den Strommärkten ergeben: Die Marktmacht der größten Stromerzeugungsunternehmen hat in den letzten Jahren deutlich abgenommen. Der kumulierte Marktanteil der vier größten Stromerzeuger auf dem Stromabsatzmarkt betrug 2014 67 Prozent, 6 Prozentpunkte weniger als 2010. Die Stromgroßhandelsmärkte weisen eine hohe Liquidität auf und erleichtern dadurch Markteintritte. Stromlieferungen können an der Börse inzwischen kurzfristiger und mit höherer zeitlicher Auflösung gehandelt werden. Die Lieferantenwechsel von Heizstromkunden haben 2014 signifikant zugenommen. Die Strompreise für Letztverbraucher zum 1. April 2015 sind im Vergleich zum Vorjahr leicht gesunken. Hintergrund ist der hohe Wettbewerbsdruck im Groß- und Einzelhandel mit gesunkenen Großhandelspreisen. Die durchschnittlichen Spotmarktpreise verringerten sich im Vergleich zum Vorjahr um 13 Prozent, Terminkontrakte um 10 Prozent.

Die Versorgungsqualität blieb 2014 auf hohem Niveau. Die durchschnittliche Unterbrechungsdauer der angeschlossenen Letztverbraucher lag bei 12,28 Minuten. Das ergibt eine Zuverlässigkeit der Stromversorgung von 99,998 Prozent. Während

der Stromexport auf Vorjahresniveau (2013: 59,17 TWh; 2014: 59,4 TWh) blieb, gingen die Stromimporte von 26,95 TWh (2013) auf 24,66 TWh zurück.

Gasmarkt

Die Import- und Exportmengen Gas sind 2014 im Vergleich zum Vorjahr gestiegen, darin zeigt sich eine Bedeutung Deutschlands als Gastransitland. Die Importe nach Deutschland sind von 1.771,7 TWh auf 1.788,2 TWh gestiegen, der Export von 725,3 TWh auf 852,9 TWh. Die wichtigsten Bezugsquellen sind Russland und die GUS-Staaten sowie Norwegen und die Niederlande.

Die Gasgroßhandelspreise sind 2014 deutlich zurückgegangen (je nach genutztem Preisindex um 15 bis 22 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). Es besteht ein liquider bundesweiter Erdgasgroßhandelsmarkt und auf den größten Endkundenmärkten stehen die Anbieter in bundesweitem Wettbewerb. Der Rückgang der Großhandelspreise für Gas macht sich bei den Letztverbrauchern deutlich stärker bemerkbar als beim Strombezug. Zum Stichtag 1. April 2015 betrug der Durchschnittspreis für Haushaltskunden mit einem Jahresverbrauch von 23.269 kWh rund 6,7 ct/kWh (inkl. USt.). Der mittlere Gaspreis für den Abnahmefall 116 GWh/Jahr ("Industriekunde") lag bei knapp 3,5 ct/kWh (ohne USt.).

Die durchschnittliche Unterbrechungsdauer der angeschlossenen Letztverbraucher lag mit Berücksichtigung eines Unfalls auf der ERM (Erdgasleitung Rhein-Main) bei 16, 8 Minuten (Zuverlässigkeit 99,996 Prozent). Ohne diesen Unfall betrüge der SAIDI-Wert rund 1,3 Minuten für das Jahr 2014.

Der Markt für den Betrieb von Untertageerdgasspeichern ist mit 75 Prozent Abdeckung durch die drei Unternehmen mit den größten Speichern relativ stark konzentriert. Die Erdgasspeicher waren in den vergangenen Wintern immer ausreichend gefüllt.

Auf den beiden größten Gaseinzelhandelsmärkten liegt der kumulierte Marktanteil der drei absatzstärksten Anbieter für die Belieferung von leistungsgemessenen Gaskunden bei 32 Prozent und auf dem Markt für die Belieferung von nicht-leistungsgemessenen Sondervertragskunden (insb. Haushaltskunden) bei 23 Prozent. Die Wechselquote liegt auf dem Vorjahresniveau.

Der Monitoringbericht 2015 von Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt kann unter www.bundesnetzagentur.de abgerufen werden.

Für einen Gewerbebetrieb mit 200.000 kWh Verbrauch werden bei der durchschnittlichen Steigerung von 1,8 Prozent auf 1,27 Ct./kWh rund 40 Euro mehr pro Jahr fällig. Für einen mittelständischen Industriebetrieb mit einem Verbrauch von 5 GWh steigen die Netzentgelte um 2,9 Prozent auf 0,87 Ct/kWh und damit um rund 1000 Euro. Die Steigerungen schwanken jedoch sehr stark nach Netzgebieten. Auch einige moderate Senkungen sind zu verzeichnen. Die höchste absolute Steigerung für den Abnahmefall des Gewerbekunden findet mit 0,43 Ct./kWh in Calw statt (+33 Prozent). Die Spreizung der Verteilnetzentgelte zwischen niedrigstem und höchstem Entgelt erreichte damit 443 Prozent.

Je nach Netzgebiet und Verbrauchshöhe machen die Netzentgelte 20 bis 30 Prozent des Gaspreises eines Unternehmens aus.

Unterdessen befinden sich die Gaspreise im Großhandel trotz des kommenden Winters im freien Fall. Noch bis zum August lagen sie stabil bei rund 20 EUR/MWh und begannen dann nachzugeben. Im November hat sich der Preisverfall massiv beschleunigt. Nachgegeben haben auch die Terminpreise für den Winter und das gesamte Jahr 2016. Am virtuellen Handelspunkt TTF in den Niederlanden lagen die Day-Ahead-Preise erstmals in diesem Jahr unter 16 Euro und damit 20 Prozent niedriger als im Sommer. Für die Lieferung im Kalenderjahr 2016 stehen die Preise um 17,50 EUR/MWh.

Als Gründe werden das große Angebot, der tiefe Rohölpreis und für die kurzfristigen Preise die milde Witterung genannt. Diese Preisrückgänge sollten die Entwicklung bei den Netzentgelten überkompensieren und 2016 zu sinkenden Letztverbraucherpreisen bei Erdgas führen.

Quelle: www.dihk.de

Konkret muss jeder Ladepunkt mit einer Steckdose bzw. einer Kupplung vom Typ 2 (Wechselstrom) bzw. Combo 2 (Gleichstrom) ausgerüstet sein. Ob ein Ladepunkt öffentlich zugänglich ist und damit die Standards anzuwenden sind, richtet sich nach der Zugänglichkeit zum Parkplatz, nicht ob der Grund privat oder öffentlich ist. So wäre der Parkplatz in einem Geschäftshaus, zu dem eine Zutrittsberechtigung erwerbbar ist, öffentlich, während ein Parkplatz (betriebsinterner Firmenparkplatz), der nur einer von vornherein bestimmten Personengruppe zugänglich ist, nicht öffentlich zugänglich. Die Definition von „öffentlich zugänglich“ ist demnach sehr weit gefasst. Betreiber von Ladepunkten haben der Bundesnetzagentur deren Aufbau vorher und die Außerbetriebnahme unverzüglich anzuzeigen.

Der Bundesrat muss der Verordnung noch zustimmen.

Quelle: www.dihk.de

Zur Vorbereitung des deutschen Antrags für die Kandidatur bei der EITI hat sich die Multi-Stakeholder-Gruppe in den vergangenen Monaten auf gemeinsame Ziele, den grundsätzlichen Anwendungsbereich sowie auf einen Arbeitsplan für die Umsetzung in Deutschland geeinigt. Mit dem Beschluss über den Kandidaturantrag kann die Bundesregierung noch in diesem Jahr einen Antrag auf Mitgliedschaft beim internationalen EITI-Vorstand in Oslo stellen. Der DIHK begrüßt die Einigung über den deutschen Kandidaturantrag.

EITI ist eine globale Initiative für mehr Transparenz im rohstoffgewinnenden Sektor. Sie zielt darauf ab, Informationen über Zahlungen der rohstoffgewinnenden Unternehmen und entsprechende Einnahmen des Staates in einem jährlichen Bericht transparent und öffentlich zu machen. Teil des Berichts ist außerdem eine Darstellung der Rohstoffsituation in dem jeweiligen Land, das die EITI umsetzt. Der DIHK wirkt auf der Seite der Wirtschaft aktiv in der Multi-Stakeholder-Gruppe mit.

Weitere Informationen zu EITI und zum Implementierungsprozess in Deutschland finden Sie unter www.d-eiti.de.

Der DIHK hat sich in Form einer eigenen Stellungnahme zum Entwurf geäußert. Die wichtigsten Punkte aus DIHK-Sicht sind:

Mit der Anwendung der Durchschnittsstrompreise werden einige Unternehmen die Besondere Ausgleichsregelung künftig nicht mehr in Anspruch nehmen können. Sofern es sich um Unternehmen der Liste 1 handelt, fallen diese nach dem EEG 2014 in die Verdoppelungsregel und müssen ab 2019 den vollen EEG-Umlagesatz tragen. Der DIHK empfiehlt, die Härtefallregelung auch für Unternehmen der Liste 1 des EEG 2014 zu öffnen, um gravierende Wettbewerbsnachteile für diese Unternehmen zu vermeiden.

Die Netzentgelte sind ein von der Region abhängiger Faktor. Aus diesem Grund sollten sie nicht in die Berechnung von Durchschnittsstrompreisen einbezogen werden. Andernfalls würden gerade Unternehmen aus der Besonderen Ausgleichsregelung fallen, die sowieso bereits unter hohen Netzentgelten leiden.

Die Einbeziehung aller Abnahmestellen eines Unternehmens bei der Berechnung der Durchschnittsstrompreise stellt aus Sicht des DIHK eine unnötige bürokratische Belastung dar. Die Vergleiche sollten sich nur auf Abnahmestellen beziehen, für die eine Begrenzung beantragt wurde.

Ebenfalls problematisch sind weiterhin der derzeit vorgesehene Zeitverzug bei der Feststellung der Durchschnittstrompreise sowie die mangelnde Berücksichtigung des saisonal stark schwankenden Strombezugs.

Quelle: www.dihk.de

Die Deutsche Energieagentur und das Umweltministerium Baden-Württemberg haben einen Rechner für Nachfragelasten veröffentlicht, der angibt, mit welchen Erlösen am Regelenergiemarkt gerechnet werden kann. Dabei handelt es sich nicht um exakte Zahlen, sondern um eine ungefähre Einschätzung.

Sie finden den Erlösrechner unter www.dsm-bw.de.

Grundlage der Kabinettsentscheidung ist erneut ein Bericht des Rheinisch-Westfälischen Instituts für Wirtschaftsforschung (RWI). Der Zielwert zur Reduktion der Energieintensität beträgt im für das Antragsjahr 2016 maßgeblichen Bezugsjahr 2014 2,6 Prozent gegenüber dem sogenannten Basiswert der jahresdurchschnittlichen Energieintensität in den Jahren 2007 bis 2012. Der Zielwert bezieht sich auf das gesamte Produzierende Gewerbe und wird nicht auf einzelne Unternehmen heruntergebrochen. Das RWI kommt in seinem Bericht zu dem Ergebnis, dass die tatsächliche Reduktion 2014 8,9 Prozent gegenüber dem Basiswert betrug. Der Spitzenausgleich wird somit auch im Jahr 2016 in voller Höhe gewährt.

Der Spitzenausgleich ist seit Anfang 2013 zudem an den unternehmensindividuellen Nachweis besonderer Anstrengungen bei der Reduzierung der Energieintensität gekoppelt: Gemäß § 55 Energiesteuergesetz und § 10 Stromsteuergesetz ist die Einführung und der Betrieb eines Energie- oder Umweltmanagementsystems bzw. eines Energieaudits erforderlich.

Quelle: www.dihk.de

Das für den Vollzug zuständige Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) wird Anfang des Jahres 2016 mit der Einleitung von Stichprobenkontrollen beginnen. Unternehmen, die ein Energieaudit z. B. wegen des Beraterengpasses erst nach der Frist abschließen konnten und die Gründe hierfür gegenüber dem BAFA glaubhaft darlegen können, müssen in der Regel nicht mit einem Bußgeld rechnen. Das Energiedienstleistungsgesetz sanktioniert nur ein verschuldetes Fristversäumnis.

Das BMWi weist aber ausdrücklich darauf hin, dass auf Seiten des BAFA die Ermessensspielräume umso geringer sind, desto länger die Frist überschritten ist. Wer bis Ende April 2016 kein Energieaudit nachweisen kann, werde sich in der Regel nicht mehr auf einen objektiven Hinderungsgrund berufen können.

Quelle: www.dihk.de

Bereinigt um den Witterungseffekt sei der Energieverbrauch 2015 gegenüber dem Vorjahr um 1,5 bis zwei Prozent gesunken. Temperaturbereinigt liegen auch die CO₂-Emissionen um etwa zwei Prozent unter dem Vorjahreswert. Nach Auswertung der AG Energiebilanzen konnten somit sowohl das Wirtschaftswachstum von 1,8 Prozent als auch das Bevölkerungswachstum durch die Aufnahme von etwa einer Million Flüchtlinge durch Zugewinne bei der Energieeffizienz „ausgeglichen“ werden.

Die Struktur des Energieverbrauchs (Energiemix) wird weiterhin vom hohen Anteil des Mineralöls (33,8 Prozent) geprägt. Erdgas deckt gut ein Fünftel des Verbrauchs. Mit jeweils etwa gleich hohen Anteilen decken Stein- und Braunkohle zusammen gut ein Viertel des Energieverbrauchs in Deutschland. Die erneuerbaren Energien haben ihren Beitrag 2015 um gut einen Prozentpunkt auf 12,6 Prozent gesteigert. Insgesamt basiert die deutsche Energieversorgung auf einem breiten Energieträgerangebot:

• Die Stromproduktion stieg auf 647,1 Mrd. kWh (Vorjahr 627,8 Mrd. kWh) an. Auch der Stromverbrauch nahm mit 551,7 Mrd. kWh leicht zu (2014: 548,2 Mrd. kWh).
• Der Trend steigernder Stromexporte hat sich 2015 fortgesetzt. Das Jahr weist Stromexporte von 83,12 Mrd. kWh aus, was bei Importen von 32,96 kWh zu einem Saldo von 50,16 Mrd. kWh führt.
• Der Mineralölverbrauch blieb mit 4.511 PJ gegenüber dem Vorjahr in Summe fast unverändert. Leichte Schwankungen gab es bei Ottokraftstoffen (minus zwei Prozent) und Diesel (plus vier Prozent).
• Der Erdgasverbrauch stieg gegenüber dem Vorjahr um knapp fünf Prozent auf 2.804 PJ. Hauptursache hierfür war die zu Beginn des Jahres kühle Witterung. Der Gasverbrauch für die Stromerzeugung ging 2015 übrigens um 7 Prozent zurück.
• Sowohl bei der Steinkohle- (1.691 PJ) als auch bei der Braunkohlenutzung (1.587 PJ) blieben die Werte annähernd auf Vorjahresniveau.
• Durch die Außerbetriebnahme des Kernkraftwerkes Grafenrheinfeld zur Jahresmitte, verzeichnet die Kernenergie ein Minus von knapp 6 Prozent.
• Die erneuerbaren Energien erhöhten ihren Beitrag um insgesamt knapp 11 Prozent auf 1.679 PJ: Zunahme Stromerzeugung aus Biomasse um rund 2 Prozent; Wasserkraft (ohne Pumpspeicher) auf Vorjahreshöhe; Windkraft (in Summe an Land und auf See) Plus von 50 Prozent; Solarenergie (Photovoltaik und Solarthermie) plus 6 Prozent.
• Bei den Biokraftstoffen gab es einen Rückgang um 5 Prozent.

Die Pressemeldung und weitere Auswertungen der AG Energiebilanzen finden Sie unter www.ag-energiebilanzen.de.

Neue Schwerpunkte ergänzen die bewährten Formate.

In den kommenden Jahren wird die Mittelstandsinitiative einen neuen Fokus auf das Thema betriebliches Mobilitätsmanagement legen und so den Bereich betriebliche Personen- und Güterverkehre verstärkt in den Blick nehmen.

Eine weitere Neuerung ist das Pilotvorhaben „Innovationsassistenz für Energieeffizienz“, bei dem die Mittelstandsinitiative gemeinsam mit Industrie- und Handelskammern KMU mit Hochschulen und Studenten zusammenbringt, die ihre Abschlussarbeit im Themenfeld Energieeffizienz praxis- und unternehmensnah gestalten wollen.

Neben diesen Neuerungen setzt die Mittelstandsinitiative die bewährte Qualifizierung von Energie-Scouts fort und plant diese in Zukunft mit den Themen Mobilität sowie Ressourcen- und Materialeffizienz zu ergänzen. Auch eine Ehrung der besten Energie-Scouts des Jahres wird es wieder geben.

Der überaus beliebte Leitfaden „Mitarbeitermotivation für Klimaschutz und Energieeffizienz“ wird ebenso wie der Roadshow-Katalog mit seinen zahlreichen Veranstaltungen bundesweit neu aufgelegt. Weitere Leitfäden zu den Themen Abwärmenutzung und betriebliches Mobilitätsmanagement werden erstmalig entwickelt.

Die regionalen Entwicklungswerkstätten des Handwerks werden zu Transferwerkstätten. Durch das Schaffen von Beratungskompetenz bei zusätzlichen 21 Kammern und Verbänden soll das ursprünglich aus sieben Partnern bestehende Netzwerk auf insgesamt 28 Transferpartner erweitert werden. Die Betriebsansprache wird von den bisherigen sieben Gewerken der Regionalwerkstätten auf alle Gewerke des Handwerks ausgeweitet.

Weitere Informationen zur Mittelstandsinitiative unter: www.mittelstand-energiewende.de.

Auf seiner Homepage hat das BMWi eine Schnellansicht zum aktuellen Umsetzungsstand der Sofortmaßnahmen des NAPE eingestellt. Die Übersicht, das sogenannte NAPE-Meter enthält neben einer farblich gekennzeichneten Darstellung auch kurze Informationen zum jeweiligen Maßnahmenfortschritt.

Mehr Informationen erhalten Sie unter www.bmwi.de.

Für den Ausbau des Stromübertragungsnetzes ergeben sich damit folgende Anpassungen:

• Für die geplanten Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ) wird der Vorrang der Erdverkabelung als Planungsgrundsatz verankert. Voraussichtlich im Herbst 2016 werden die Übertragungsnetzbetreiber ihre Trassenplanungen für die dann mehrheitlich als Erdkabel ausgeführten HGÜ-Leitungen vorlegen.

• Bei Dreh- oder Wechselstromleitungen werden die Anzahl der Pilotstrecken für Erdkabel und die Kriterien für eine Erdverkabelung erweitert.

• Neue Netzausbauvorhaben aus dem von der Bundesnetzagentur bestätigten Netzentwicklungsplan 2024 finden Eingang in das Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG).

Nur in eng definierten Kriterien soll bei HGÜ-Trassen eine Teilausführung als Freikabel möglich sein. Gegen die Erdverkabelung können naturschutzrechtliche Gründe, die Trassenführung in unmittelbarer Nähe oder auf einer bereits zugelassenen Hoch- oder Höchstspannungsfreileitung und örtliche Belange sprechen. Die Ausführung als Freileitung ist in jedem Fall vorgesehen, wenn die Leitung mit Abstand von weniger als 400 m zu Wohngebäuden im Geltungsbereich eines Bebauungsplanes oder im unbeplanten Innenbereich bzw. weniger als 200 m im Außenbereich liegt.

Für den Vorrang der Erdverkabelung bei HGÜs sind Mehrkosten von acht bis zehn Milliarden Euro zu erwarten. Die erhoffte Akzeptanzsteigerung und die dringend notwendige Beschleunigung des Netzausbaus sind nach Einschätzung des DIHK aber noch nicht ausgemacht. Voraussetzung ist, dass der Erdkabelkompromiss von der Politik vor Ort mitgetragen wird.

Quelle: www.dihk.de

Die dadurch gewonnene Zeit soll zu einer Novelle der Regelung genutzt werden (s. u.). Die Bundesregierung geht von Kosten für 2016 in Höhe von 15 Mio. Euro aus, was einer Umlage von 0,003 Cent/kWh entspricht.

Weitere Informationen finden Sie unter dip21.bundestag.de.

Stellungnahme des DIHK:

Mit dem Beschluss der Bundesregierung zur Verlängerung der derzeitigen Verordnung über abschaltbare Lasten (AbLaV) bis zum 30. Juni 2016 (s. o.) sollte Zeit gewonnen werden für eine grundlegende Novellierung. Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) hat dafür am 7. Januar 2016 einen Gesetzesentwurf vorgelegt.

Aus Sicht des DIHK ist die Fortführung der AbLaV nur gerechtfertigt, wenn ein zusätzlicher, nicht allein über Spot- und Regelenergiemärkte zu deckender Bedarf an regelbaren Lasten besteht und dieser Bedarf über die Verordnung aktiviert werden kann. Im Sinne des Wettbewerbs sollte die AbLaV zudem eine breite Beteiligung ermöglichen.

Die vorgeschlagenen Änderungen – Absenkung der Mindestgröße von 50 auf 10 MW und der Spannungsebene von mindestens Hochspannung auf Mittelspannung – sind eine Grundvoraussetzung, um den Wettbewerb im Rahmen der AbLaV zu stärken und ein kosteneffizienteres Ergebnis zu erreichen.

Ob die Verordnung in ihrer neuen Form einen wirksamen eigenen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten kann, ist noch unklar. Die Verlängerung bis 2022 erscheint vor diesem Hintergrund als zu lang. Der vorgesehene Bericht über die Anwendung der Verordnung durch die Bundesnetzagentur sollte in jedem Fall deutlich früher als 2021 vorgelegt werden.

Die Stellungnahme des DIHK ist auf der Internetseite des DIHK unter www.dihk.de veröffentlicht.

Im Gesamtjahr 2014 lagen die Kosten noch bei 370 Mio. Euro. Aktuelle Schätzungen gehen davon aus, dass sich die Kosten für das Gesamtjahr 2015 auf rund 1 Mrd. Euro summiert haben.

Im ersten Halbjahr 2015 mussten an 5.690 Stunden Maßnahmen zur Netzstabilität durchgeführt werden. Damit lag die Zahl für das erste Halbjahr 2015 bereits über dem Wert für das Gesamtjahr 2011. Im vergangenen Jahr musste an 8.453 Stunden eingegriffen werden. Dieser Wert ist vermutlich im Gesamtjahr 2015 übertroffen worden. Die Kosten von rund 400 Mio. Euro verteilen sich auf den Redispatch mit 183 Mio. Euro im ersten Quartal und 70 Mio. Euro im zweiten Quartal sowie auf das Einspeisemanagement mit 87 Mio. Euro im ersten Quartal und 63 Mio. Euro im zweiten Quartal. Die Kosten werden über die Netzentgelte auf die gewerblichen und privaten Verbraucher gewälzt.

Die Zahlen unterstreichen einmal mehr die Bedeutung eines raschen Netzausbaus. Der vollständige Bericht kann von der Internetseite der Bundesnetzagentur heruntergeladen unter www.bundesnetzagentur.de werden.

Im Verordnungsentwurf sind umfassende technische und organisatorische Pflichten für Betreiber entsprechender Anlagen vorgesehen. Eine genaue Zahl, wie viele Anlagen in den Anwendungsbereich fallen werden, gibt es bisher nicht. Prognosen des BMUB liegen bei circa 20.000 bis 30.000 Anlagen.

Das Anliegen des BMUB, Gesundheitsgefahren für die Bevölkerung und Mitarbeiter zu minimieren, wird vom DIHK nicht in Frage gestellt. Wichtig ist es jedoch, dass die Vorgaben dafür risiko- und anlassbezogen ausgestaltet werden. Eine umfassende Doppelüberwachung für Anlagen wäre unverhältnismäßig und mit hohem bürokratischem Aufwand verbunden. Dies hat der DIHK bereits in seiner Stellungnahme zum Eckpunktepapier aus dem Jahr 2014 angemerkt.

Quelle: www.dihk.de

Nach einem kurzen Anstieg der Rohstoffpreise Anfang bis Mitte 2014 hält der Trend der nachgebenden Rohstoffpreise an. Gleichwohl gab es für einzelne Industriemetalle steigende Jahresdurchschnittspreise: Für Aluminium (+1,0 Prozent), Zink (+13,2 Prozent) und Nickel (+12,3 Prozent) lagen die Preise oberhalb des Vorjahreswertes.

Die Importe von mineralischen Rohstoffen und Energierohstoffen gingen 2014 mengenmäßig um gut 4 Prozent von 336,1 auf 322,3 Mio. t im Vergleich zu 2013 zurück. Wertmäßig bedeutete das aufgrund der niedrigen Preise sogar einen Rückgang von 15 Prozent, nämlich von 144,4 auf 123,1 Mrd. Euro. Die Menge der importierten Energierohstoffe nahm sogar um 7,1 Prozent ab.

Im Jahr 2014 wurden in Deutschland rund 565 Mio. t mineralische Rohstoffe, vor allem Sand, Kies, Kali- und Steinsalz sowie weitere Industrieminerale gefördert. Die Produktion heimischer Energierohstoffe belief sich auf insgesamt 188,2 Mio. t Braunkohle, Steinkohle und Erdöl sowie 10,1 Mrd. m³ Erdgas. Wertmäßig machte das 13,5 Mrd. Euro aus, knapp 9 Prozent weniger als 2013.

Den Bericht der BGR finden Sie unter www.bgr.bund.de.

Die installierte Leistung beträgt 300 MW. Damit kann die Anlage jährlich 350 GWh produzieren, was in etwa dem Verbrauch von 50.000 Haushalten entspricht. Der Anteil von Sonnenenergie an der Stromproduktion in Frankreich steigt mit der Anlage von 1,4 Prozent auf 1,7 Prozent.

Der Betreiber wird EDF (Electricité de France) seinen Strom für 105 Euro pro MWh über 20 Jahre anbieten. Dies liegt zwar noch deutlich über dem Preisniveau für Strom in Frankreich (knapp 40 Euro/MWh), ist aber ein deutliches Signal für die sinkenden Preise beim Solarstrom in den letzten Jahren (2010 lag der durchschnittliche Preis noch bei 300 Euro/MWh).

Weitere Informationen erhalten Sie unter www.kooperation-international.de.

Für 2020 erwartet die IEA einen Erdölpreis von 80 USD, da mit den derzeitig niedrigen Preisen Investitionen ausbleiben und damit das Angebot mittelfristig knapper wird. Die Schieferöl-Produktion in den USA verändert die Art, wie Ölmärkte arbeiten und wird erst Anfang der 2020er Jahren ihren Höhepunkt erreichen. Sie wird als Volatilitätsdämpfer gewertet, da sie flexibler als die herkömmliche Ölförderung auf Preisänderungen reagieren kann. Die IEA hat auch ein Szenario berechnet, in dem der Ölpreis längerfristig bei 50 USD pro Barrel liegt. Dies würde zwar die Ölimportrechnung entlasten, gleichzeitig aber auch die Gefahr bergen, dass die Abhängigkeit von den günstigen Produzenten aus dem Nahen Osten wieder signifikant ansteigt und darunter die Versorgungssicherheit leiden könnte.

Ein Blick auf den globalen Gasmarkt zeigt, dass Erdgas zum am schnellsten wachsenden fossilen Brennstoff wird. Die höhere Gasnachfrage wird v. a. aus Asien kommen. Auf der Angebotsseite ist es fraglich, ob in China der Fracking-Boom aus den USA wiederholt werden kann.

Regional betrachtet entkoppeln sich in China Wirtschaftswachstum und Energieverbrauch zunehmend. Dazu beigetragen haben Effizienzstandards, die für die Hälfte des Energieverbrauchs gelten. Indien hingegen wird das neue Zentrum für die Dynamik beim Energieverbrauch, vor allem bezüglich Kohle und Erdöl. Das Wachstum der Steinkohlenachfrage insgesamt kommt bis auf Südostasien und Indien jedoch zum Erliegen, relativ wird der Anteil sogar abnehmen.

Die Weltnachfrage nach Energie wird in allen Regionen bis auf die OECD-Länder bis 2040 stark wachsen. Dabei steigen die Kosten der Erdöl- und Erdgasförderung im Trend an, während erneuerbare Technologien günstiger werden. Erneuerbare Energien werden daher bereits 2030 Kohle als wichtigsten Energieträger in der Stromerzeugung ablösen. Bereits im Jahr 2014 erreichte der Erneuerbaren-Ausbau mit 130 GW neu installierter Kapazität ein Rekordhoch und machte fast die Hälfte der neuen Gesamtkapazitäten aus. Der Ausbau wird jetzt v. a. durch Wind und Photovoltaik getrieben. Entsprechend werden die CO₂-Emissionen aus der Stromerzeugung bis 2030 flach verlaufen. Ordnungspolitische Vorgaben zur Energieeffizienz werden bis 2040 fast 40 Prozent der globalen Energienachfrage erfassen (heute ca. 25 %) und damit zur Begrenzung der Energienachfrage beitragen.

Quelle: www.dihk.de

Die EU ist auf gutem Weg, ihre 2020-Ziele für die CO₂-Reduktion und den Ausbau erneuerbarer Energien zu erreichen; das Energieeinsparungsziel könnte nach aktuellem Stand verfehlt werden; die Liberalisierung der Großhandelsmärkte macht Fortschritte, allerdings müssen insbesondere die Strom- und Gasmärkte des Baltikums, der Iberischen Halbinsel und Osteuropas noch besser über Interkonnektoren an ihre Nachbarländer angeschlossen werden. Das sind die wesentlichen, aber im Grunde genommen keine neuen Ergebnisse des ersten State of the Energy Union Report. Im Bericht, der am 18. November vorgelegt wurde, zieht die EU-Kommission eine Bilanz der letzten neun Monate seit Veröffentlichung der Energieunion im Februar 2015 und gibt einen Ausblick auf alle für 2016 geplanten Initiativen.  

Informativ ist der Bericht insofern, weil er aufbauend auf EU-Vizepräsident Maroš Šefčovičs Energy Union Tour über spezifische Entwicklungen in den Mitgliedstaaten informiert. 

Interessant ist auch der Anhang zur neuen Governance-Struktur. Damit konkretisiert die Kommission erstmalig, welche Anforderungen die EU-Länder bei der Erstellung ihrer nationalen Energie- und Klimapläne erfüllen müssen. Mit ihnen soll auch nachgewiesen werden, dass nationale Ziele in „regionalen Konsultationen“ mit Nachbarstaaten abgesprochen und mögliche Kooperationen geprüft wurden. Aus DIHK-Sicht absolut richtig, denn gerade der Ausbau und die Förderung erneuerbarer Energien ließen sich grenzüberschreitend wesentlich effizienter und kostengünstiger organisieren.

Dem Energieunion-Bericht beigefügt hat die Kommission ebenfalls ein Arbeitsdokument über bestimmte Schlüsselindikatoren, anhand derer künftig die Fortschritte der Energieunion im Rahmen der Governance gemessen werden sollen. Insgesamt werden 23 Indikatoren vorgeschlagen, z. B. Primärenergieverbrauch, Energieintensität der Wirtschaft, Großhandelsmarktkonzentration, Importraten, Großhandelspreise, Stromverbund, Emissionsintensität.

Gemeinsam mit dem Bericht zur Lage der Energieunion hat die Kommission am 18. November eine Vielzahl weiterer Dokumente veröffentlicht, darunter auch eine Konsultation für eine neue Erneuerbare-Energien-Richtlinie, eine aktualisierte Liste von Energieinfrastrukturprojekten von gemeinsamem Interesse („PCI“-Liste) sowie Fortschrittsberichte zur EU-Energieeffizienz-, Klima- und Energiesicherheitspolitik.

Den Bericht finden Sie unter www.ec.europa.eu.

Wichtigstes Ergebnis: Die EU wird ihr Ziel, die europäischen Treibhausgasemissionen bis 2020 gegenüber 1990 um 20 Prozent zu verringern, voraussichtlich erreichen. Jüngsten Hochrechnungen zufolge lagen die Emissionen in 2014 23 Prozent unter dem Niveau von 1990, was im Vergleich zum Vorjahr einer Verringerung von 4 Prozent entspricht – bei einem BIP-Wachstum von 1,4 Prozent.

Bei Beibehaltung bisheriger Maßnahmen könnte die EU ihre Emissionen bis 2030 um rund 27 Prozent mindern. Um die Lücke zum im Oktober 2014 beschlossenen EU-Reduktionsziel von 40 Prozent bis 2030 zu schließen, müssen die Emissionsminderungen im europäischen Emissionshandelssystem (EHS) sowie in den nicht unter das EHS fallenden Sektoren jedoch nach 2020 erhöht werden. Die Reform der geltenden EHS-Richtlinie wurde bereits von der Kommission auf den Weg gebracht und soll nach den Klimaverhandlungen in Paris im Gesetzgebungsverfahren zwischen EU-Parlament und Rat verhandelt werden. Im ersten Halbjahr 2016 möchte die Kommission zudem einen Vorschlag zur Umsetzung des Reduktionsziels in den Nicht-EHS-Sektoren vorlegen. Damit verbunden sein wird ein Legislativvorschlag zur Regelung der Klimawirkungen von Landnutzung, Landnutzungsänderungen und Forstwirtschaft (LULUCF).

Nach einer Evaluierung der bestehenden CCS-Richtlinie, wie sie gemäß Artikel 38 derselben Richtlinie erforderlich war, kommt die Kommission zu dem Schluss, dass eine Revision der Richtlinie angesichts der bisher geringen Erfahrungen mit CCS-Projekten und aus Schutz von bereits unter den geltenden Regelungen geplanten Projekten, vorerst ausgeschlossen werden sollte.

In den Anhängen zum Fortschrittsbericht finden sich darüber hinaus der Bericht der Kommission zur Funktionsfähigkeit des Kohlenstoffmarktes mit detaillierten Informationen über die ersten zwei Jahre (2013 und 2014) der dritten EHS-Handelsperiode (Anhang I) sowie der Bericht zur Überprüfung der CCS-Richtlinie (Anhang II).

Den Fortschrittsbericht finden Sie unter www.ec.europa.eu.

Damals identifizierte sie insgesamt acht Prioritäten und entsprechende Maßnahmen zur Stärkung der europäischen Energieversorgungssicherheit. Einige dieser Maßnahmen wie z. B. die EU-Effizienz-, Erneuerbaren- oder Binnenmarktpolitik werden bereits im Rahmen des Berichts zur Lage der Energieunion hinreichend erörtert. Der vorliegende Bericht konzentriert sich deshalb auf Fortschritte in den bislang weniger untersuchten, an der Zahl vier Prioritätsfeldern der Energiesicherheitsstrategie.

1.    Gewährleistung der Versorgungssicherheit im Winter 2014/2015

Nach Veröffentlichung zentraler Ergebnisse der in den Mitgliedstaaten durchgeführten Gas-Stresstests im Oktober 2014 – untersucht wurde die Krisenfestigkeit europäischer Gassysteme bei größeren Erdgaslieferungsunterbrechungen – haben die Mitgliedstaaten ihre Kooperation im Jahr 2015 verstärkt. Eingerichtet wurden hochrangige Gruppen zur Steigerung des Gas- und Stromverbunds auf der iberischen Halbinsel und in Zentral- und Südosteuropa (CESEC). Auch die hochrangige Gruppe zur Stärkung der Anbindung der baltischen Energiemärkte (BEMIP) hat ihre Arbeit intensiviert.

Im Gasstreit zwischen Russland und der Ukraine nahm die Kommission von Beginn an eine Vermittlerrolle ein. Ende Oktober 2014 einigten sich die streitenden Parteien auf ein Winterpaket 2014/2015. Ein neues Winterpaket konnte mit Unterstützung der Kommission im September 2015 geschnürt werden. Bis Ende März 2016 sind russische Gaslieferungen an die Ukraine vertraglich geregelt.

2.    Stärkung von Notfallplänen und Solidaritätsmechanismen

Zusammen mit den Stresstestergebnissen hat die Kommission im Oktober 2014 einen Bericht zur Umsetzung der Verordnung über die Sicherheit der Erdgasversorgung (SoS-Verordnung) veröffentlicht, demzufolge eine bessere Prävention von Versorgungskrisen u. a. durch eine Harmonisierung der Definition von geschützten Kunden und der in den Mitgliedstaaten teils unterschiedlichen Versorgungsstandards erreicht werden könnte. Im April 2015 endete die Konsultation der Kommission zur Revision der SoS-VO, an der auch der DIHK teilnahm. Anfang 2016 möchte die Kommission Rat und Parlament einen konkreten Revisionsvorschlag unterbreiten.

Ebenso soll die Versorgungssicherheit bei Strom durch die Vorlage neuer bzw. revidierter EU-Rechtsvorschriften im Jahr 2016 verbessert werden. An der Konsultation zur Schaffung eines EU-Strommarktdesigns, welche als Grundlage für die weitere legislative Arbeit gilt, beteiligte sich der DIHK ebenfalls.

3.    Diversifizierung von Lieferungen aus Drittländern und Transportrouten

Die größte Herausforderung besteht darin, die Abhängigkeit einiger Länder von nur einem Gaslieferanten zu mindern. Die Erschließung des südlichen Gaskorridors genießt weiterhin politische Priorität. Eine Vereinbarung für eine verstärkte Kooperation wurde Anfang Mai zwischen Turkmenistan, Türkei, Aserbaidschan und der Kommission geschlossen. Ebenso soll die Kooperation mit Ländern des südlichen und östlichen Mittelmeerraums künftig weiter vorangetrieben werden.

Die Vorhaben für den Ausbau von Nord Stream wird die Kommission wie jedes andere kommerzielle Infrastrukturprojekt auf Vereinbarkeit mit dem EU-Recht, insbesondere dem Dritten Energiebinnenmarktpaket, prüfen. Nach Einschätzung der Kommission ist Nord Stream nicht notwendig, da die bestehenden Transportkapazitäten aus Russland derzeit nur zu 50 Prozent ausgelastet sind.

Aktuell arbeitet die Kommission an einer EU-Strategie für Flüssigerdgas (LNG) und Gasspeicherung, die Anfang 2016 veröffentlicht werden soll. Ziel ist es, herauszufinden, ob LNG mittel- bis langfristig einen Beitrag zur Diversifizierung und Erhöhung der europäischen Gasversorgung leisten kann.

4.    Schaffung einer gemeinsamen Energieaußenpolitik

Die Entwicklung gemeinsamer Versorgungssicherheitsstrategien und Infrastrukturen sind wichtige Ziele der laufenden Reform der Energiegemeinschaft. Die EU-Leitlinien für transeuropäische Energieinfrastrukturen (TEN-E Leitlinien) gelten bereits in den Ländern der Energiegemeinschaft. Nach Ansicht der Kommission sollte auch die Energieeffizienzrichtlinie von diesen Ländern umgesetzt werden.

Damit die EU in der Energieaußenpolitik mit einer Stimme spricht, einigte sich der Europäische Rat im Juli 2015 auf einen Energiediplomatie-Plan. Im Rahmen ihrer Außenpolitik möchte die EU Energiepartnerschaften und Dialoge mit wichtigen Drittländern wie Norwegen, Türkei, Algerien, USA und Kanada stärker verfolgen.

Zudem fordert die Kommission mehr Transparenz beim Abschluss zwischenstaatlicher Energieabkommen (IGAs), um die Vereinbarkeit solcher Abkommen mit dem EU-Recht zu gewährleisten. Ein Legislativvorschlag zur Revision der Entscheidung über zwischenstaatliche Abkommen ist für Anfang 2016 geplant.

Quelle: www.dihk.de

Die neue Liste umfasst 108 Projekte im Strombereich, 77 im Gasbereich, sieben im Erdölbereich und drei im Bereich intelligente Netze. Dazu gehören u. a. der Ausbau der Grenzkuppelstellen zwischen Deutschland und einer Reihe von Nachbarstaaten (wie Österreich, Polen und Belgien), die deutschen Nord-Süd-Übertragungsnetze sowie eine Verstärkung der Gasinterkonnektoren (u. a. Reverse Flow von Frankreich nach Deutschland).

Die TEN-E-Leitlinien sehen für PCIs beschleunigte Genehmigungsverfahren mit einer Höchstdauer von 3,5 Jahren, verbesserte regulatorische Bedingungen sowie eine finanzielle Unterstützung im Rahmen der Fazilität „Connecting Europe“ (CEF) vor. Unter CEF werden im Zeitraum 2014 bis 2020 insgesamt 5,35 Mrd. Euro bereitgestellt. Ein Großteil der Mittel wird für Finanzhilfen eingesetzt. Solche werden sowohl für Studien als auch für Bauvorhaben vergeben. Grundsätzlich beträgt die EU-Unterstützung nicht mehr als 50 Prozent der förderfähigen Kosten. Bei hochinnovativen und der Versorgungssicherheit besonders dienlichen Vorhaben kann die Förderung von Bauvorhaben auf maximal 75 Prozent der Kosten erhöht werden.

In der ersten Ausschreibung („Call“) zur Beantragung von CEF-Mitteln im Jahr 2014 wurden bereits 34 Vorhaben mit insgesamt 674 Millionen Euro und im zweiten Call 2015 20 Vorhaben mit 149 Millionen Euro unterstützt. Von der ersten Liste aus 2013, welche 248 Infrastrukturprojekte umfasst, sind inzwischen 13 Projekte abgeschlossen bzw. sollen bis Ende des Jahres abgeschlossen werden. Der Abschluss weiterer 62 Vorhaben wird bis Ende 2017 erwartet. 

Für den PCI-Status qualifizieren können sich Projekte, die einen Nutzen für mindestens zwei Mitgliedstaaten haben, zur Integration der nationalen Energiemärkte beitragen und den Wettbewerb im Binnenmarkt erhöhen.

Die Annahme der aktuellen Liste durch die Kommission ist das Ergebnis eines Ermittlungsverfahrens der eigens eingerichteten regionalen Gruppen bestehend aus Vertretern der Mitgliedstaaten, von ENTSO-E, ENTSO-G, nationaler Übertragungs- und Fernleitungsbetreiber, nationaler Regulierungsbehörden und ACER. Als nächster Schritt wird die Liste an das Europäische Parlament und den Rat übermittelt, die innerhalb von zwei Monaten ein Veto erheben oder zustimmen können.

Weitere Informationen zur PCI-Liste finden Sie unter www.ec.europa.eu.

Zum einen sollen die Teilnehmer die geltende Erneuerbaren-Richtlinie hinsichtlich ihrer Effektivität und Effizienz bewerten. Letztes Jahr wurde die Richtlinie in das EU-„REFIT“-Programm aufgenommen, in dessen Rahmen bestehende Rechtsvorschriften auf Möglichkeiten zur Vereinfachung und Verringerung bürokratischer Belastungen geprüft werden. Zum anderen muss das neue EU-Ziel für den Ausbau erneuerbarer Energien in europäisches Sekundärrecht übersetzt werden, denn bis 2030 soll der Anteil erneuerbarer Energien am EU-Energieverbrauch auf mindestens 27 Prozent gesteigert werden.

Die größte Herausforderung bei der Umsetzung dieses lediglich auf EU-Ebene verbindlichen Ziels besteht darin, dass es nicht mehr in Form von nationalen Ausbauzielen auf die Mitgliedstaaten runtergebrochen werden soll. Vielmehr soll jedes Land selbst entscheiden dürfen, in welchem Maß es zu den 27 Prozent beitragen möchte und die Kommission in einem nationalen Energie- und Klimaplan über seinen Beitrag unterrichten. Die Erarbeitung einer neuen Richtlinie, die dieser Flexibilität gerecht wird, und gleichzeitig sicherstellt, dass das EU-Ziel nicht verfehlt wird, ist ein anspruchsvolles Unterfangen.

Die Konsultationsergebnisse sollen gemeinsam mit denen der Konsultation zum EU-Strommarktdesign in eine ausführliche Folgenabschätzung einfließen.

Quelle: www.dihk.de

In ihm soll dargelegt werden, mit welchen nationalen Maßnahmen das jeweilige Land zur Erreichung der in den 5 Dimensionen definierten Energieunion-Ziele beitragen wird. Den nationalen Beiträgen zur Erreichung der 2030-Ziele für die Reduktion der Treibhausgase (insbes. in den Nicht-EHS-Sektoren), den Ausbau erneuerbarer Energien und die Steigerung der Energieeffizienz soll dabei besondere Bedeutung geschenkt werden. Zudem sollen die nationalen Pläne vor ihrer Verabschiedung mit den Nachbarstaaten in regionalen Konsultationen abgestimmt werden, um Synergien aber auch mögliche negative Auswirkungen auf benachbarte Systeme zu identifizieren. Einen Leitfaden für solch regionale Kooperationen hat die Kommission bereits für 2016 in Aussicht gestellt. 

Zur besseren Vergleichbarkeit der nationalen Politiken sollen die Energie- und Klimapläne anhand einer einheitlichen Vorlage erstellt werden, die noch von der Kommission erarbeitet werden muss. Ziel der neuen Governance ist es dabei auch, die Vielzahl bisher bestehender Berichtspflichten (auf nationaler, europäischer und internationaler Ebene) in den nationalen Plänen zu bündeln, so dass mehr Kohärenz hergestellt und bürokratische Lasten abgebaut werden können. Um die Mitgliedstaaten bei dieser Aufgabe zu unterstützen, soll die Kommission bis nächstes Jahr eine Bestandsaufnahme sämtlicher existierender Planungs- und Berichtspflichten im Energie- und Klimabereich anfertigen. 

Auf Basis der nationalen Energie- und Klimapläne sollen die Mitgliedstaaten der Kommission alle zwei Jahre Fortschrittsberichte übermitteln. Auch für diese soll es eine einheitliche Vorlage einschließlich einer Liste von spezifischen Schlüsselindikatoren geben. Begleitend zum Bericht zur Lage der Energieunion hat die Kommission bereits einen Vorschlag für insgesamt 23 Indikatoren gemacht. Anhand der Fortschrittsberichte wiederum soll die Kommission beurteilen, ob die nationalen Anstrengungen der Mitgliedstaaten ausreichen, um die Energie- und Klimaziele über alle fünf Dimensionen der Energieunion hinweg zu erfüllen. Um bei drohender Zielverfehlung nachjustieren zu können, sollen die Mitgliedstaaten jederzeit die Möglichkeit haben, ihre Pläne anzupassen. Dies gilt wohl auch für eine nachträgliche Abschwächung von Zielen in begründeten Fällen.

Mit Blick auf das auf EU-Ebene verbindliche Erneuerbaren-Ziel haben die Minister vereinbart, dass „Back-up-Maßnahmen“ erforderlich sind, sollte sich abzeichnen, dass die nationalen Beiträge nicht ausreichen, um das EU-Ziel zu erfüllen. Wie diese Maßnahmen konkret aussehen könnten, wurde nicht definiert. Von möglichen Sanktionsmechanismen ist ebenso wenig die Rede. 

Es ist davon auszugehen, dass die Kommission den Prozess und die Kriterien für die Erstellung der nationalen Energie- und Klimapläne sowie der nationalen Fortschrittsberichte im Jahr 2016 im Rahmen eines Legislativvorschlags zur Bündelung von Berichtspflichten festschreiben wird. 

Neben der Annahme der Schlussfolgerungen zur Governance haben die Energieminister auf ihrem Treffen die Reform der Energieeffizienzkennzeichnung verabschiedet und erste Aussprachen zur Konsultation der Kommission für ein europäisches Strommarktdesign sowie zur Mitteilung der Kommission zur Stärkung der Energieverbraucher geführt.

Die wichtigsten Ergebnisse des Ministertreffens finden Sie unter www.consilium.europa.eu.

Eindeutig bejaht wurde diese Frage zwar vom Expertenkonsortium auf der Konferenz nicht, die allermeisten vorgestellten Einzelergebnisse weisen jedoch in diese Richtung. So wurde insbesondere der erfolgreiche Beitrag der Richtlinien zum Schutz der biologischen Vielfalt und der daraus resultierende ökonomische Nutzen der Ökosystemdienstleistungen betont – ein Nutzen, der die Kosten bei weitem übersteige. Um dem anhaltenden Verlust von Arten und Lebensräumen entgegenzuwirken, sei jedoch eine bessere Umsetzung in den EU-Mitgliedstaaten sowie eine bessere Abstimmung mit anderen Politikbereichen, insbesondere der Agrarpolitik, notwendig. Unverhältnismäßig hohe Kosten bei Industrie- oder Infrastrukturprojekten werden nur in Einzelfällen gesehen.

Voraussichtlich im 2. Quartal 2016 wird die EU-Kommission darauf aufbauend ihren eigenen Endbericht zum „Fitness Check“ vorlegen, der über die Frage einer Revision der Richtlinien entscheiden wird. Sie ist dabei nicht an die Ergebnisse des Expertenkonsortiums gebunden. Dessen bislang veröffentlichte Ergebnisse machen die Entscheidung für eine Revision jedoch unwahrscheinlicher.

Die Kommission hat eine Zusammenfassung dieser ersten Ergebnisse auf Deutsch veröffentlicht, die Sie unter www.ec.europa.eu.