Energie | Umwelt | Rohstoffe AKTUELL

Die Nürnberger IHK hat die Rolle als Koordinatorin im Projektkonsortium mit 13 Partnerern aus 12 Staaten.

Ziel der auf 36 Monate angelegten Projektes ist unter anderem die Ausweitung des EnergyManager Trainings auf weitere sechs europäische Staaten.

Die IHK Nürnberg für Mittelfranken „bekämpft“ seit 1999 mit der berufsbegleitenden Weiterbildung „EnergieManager Training“ die steigenden Energiekosten in Unternehmen. Das Training bietet durch praxisnahe Projektarbeit die Möglichkeit der direkten Umsetzung von Effizienzmaßnahmen sowie eine gute Vorbereitung auf die Einführung eines Energiemanagementsystems z. B. nach ISO 50001.

Da die Qualifizierung zum EnergieManger ein wirksames Mittel zur Steigerung der Energieeffizienz in Unternehmen ist, fördert die Europäische Union die Einführung der EnergieManager-Trainings in sechs weiteren Mitglieds- bzw. Beitrittsstaaten. Das nun 4. EU-finanzierte Projekt "EUREMnext" verfolgt das Ziel, EUREM in den Ländern Albanien, Bosnien und Herzegowina, Estland, Lettland, Serbien und Türkei zu etablieren, um dort vor allem kleine und mittlere, produzierende Unternehmen energieeffizienter zu machen. Dazu werden in den jeweiligen Staaten Partnerinstitutionen gewonnen, welche das EUREM Training auf die landesspezifischen Bedürfnisse anpassen und die Kurse in ihrem Land einführen.

Die neuen Kursanbieter werden durch die EUREM Partner aus Deutschland (Nürnberg), Finnland (Helsinki), Griechenland (Athen), Österreich (Wien) und Tschechien (Prag) unterstützt und sollen nach Anlaufphase das standardisierte Kursangebot selbstständig weiterführen sowie nationale Akkreditierung erlangen. Auch bei diesem internationalen Folgeprojekt hat die Nürnberger IHK die Federführung. Darüber hinaus liegt der Fokus unter anderem in den Arbeitspaketen wie die Entwicklung neuer Trainingsinhalte und Werkzeuge zum Thema Industrie 4.0 sowie die Unterstützung bei der Durchführung von Energieaudits.

Am 4. April 2018 war der Startschuss für das eineinhalb-tägige Kick-off Meeting in Nürnberg, bei dem 21 Teilnehmer aus 12 Staaten zum ersten Treffen zusammen kamen. Ziele des ersten Meetings waren nicht nur einen Überblick über das EUREMnext Projekt zu erhalten, offene Fragen zu beantworten sowie Aufgaben bis zum nächsten gemeinsamen Treffen zu definieren. Das Kick-off Meeting diente ebenfalls zum Erfahrungsaustauch, zum Von-einander-Lernen der Teilnehmer und zur Festlegung eines gemeinsamen Ansatzes des Projektes.

Ein fester Bestandteil des EUREMnext Projektes ist die Durchführung von zwei internationalen Konferenzen für Europäische EnergieManager in Prag und in Athen. Bereits am 6./7. November 2018 trifft sich das EUREM Netzwerk auf der 9. Internationalen Konferenz für Europäische EnergieManager in Prag. Die Veranstaltung bietet eine hervorragende Gelegenheit Kontakte aufrechtzuerhalten und thematisch auf den neuesten Stand zu kommen. Über 200 Energiemanager werden dort aktuelle Themen zur Energieeffizienz diskutieren und in themenbezogenen Workshops beispielhafte Energieeffizienzprojekte kennenlernen. Zu den Teilnehmern zählen vor allem Energieexperten von Betrieben, Energieversorgern oder Energiedienstleistungs-unternehmen. Die sechs zusammenhängenden Themenblöcke ermöglichen es, sich genauso mit konkreten Fragestellungen zu beschäftigen, wie auch gleichzeitig einen Gesamtüberblick aus dem Blickwinkel eines Energieauditors zu gewinnen. Höhepunkt der Konferenz wird die Verleihung des prestigeträchtigen internationalen EUREM Award 2018 sein, der für die im Rahmen der Teilnehmerländer am besten durchgeführten Energiesparprojekte verliehen wird. Weitere Informationen zur Konferenz sowie eine Online Anmeldung werden unter www.eurem-conference.com veröffentlicht.

Ansprechpartner:
IHK Nürnberg für Mittelfranken, Geschäftsbereich Innovation|Umwelt
Ulmenstr. 52, 90443 Nürnberg

Dr. Robert Schmidt, 0911 1335-299, robert.schmidt@nuernberg.ihk.de
Stefan Schmidt, 0911 1335-445, stefan.schmidt@nuernberg.ihk.de
Andreas Horneber, 0911 1335-204, andreas.horneber@nuernberg.ihk.de
Ariti Seth, 0911 1335-467, ariti.seth@nuernberg.ihk.de

Das internationale Netzwerk Europäischer EnergieManager (www.energymanager.eu) ist ein großer Erfolg. In über 30 Ländern weltweit wurden bereits ca. 6.000 European EnergyManager nach einheitlichem Standard qualifiziert. Die Betreuung und Unterstützung von mehr als 60 Trainingsanbietern weltweit ist eine große Herausforderung. In der Vergangenheit wurde diese Aufgabe federführend von der Nürnberger IHK übernommen mit Unterstützung des internationalen „EUREM Konsortiums“.

Neben der Nürnberger IHK sind folgende vier langjährige EUREM Trainingsanbieter gleichberechtigte Gesellschafter: Wirtschaftskammer Österreich (Wien), Deutsch-Tschechische Industrie- und Handelskammer (Prag), Ammattienedistämislaitossäätiö AEL sr (Helsinki) sowie die Deutsch-Griechische Industrie- und Handelskammer (Athen).

Die EUREM International GmbH – als Ausgründung der IHK Nürnberg – wird die erste Anlaufstelle für Trainingsanbieter, Trainer, Teilnehmer und Absolventen der weltweiten EUREM Trainings sein. Das erste EnergieManager Training (IHK) fand im Jahr 1999 in Nürnberg statt. Dieses Pilottraining vor fast 20 Jahren war der Grundstein für die rasante Entwicklung des internationalen EUREM Netzwerks. Mit Gründung und Sitz der EUREM International GmbH ebenfalls in Nürnberg schließt sich nun der Kreis. Die Geschäftsfürung der neuen GmbH übernimmt Herr Stefan Schmidt.
Die bereits in der Vergangenheit von der IHK Nürnberg erfolgreich vorangetriebene nationale und internationale Expansion dieses Weiterbildungs- und Netzwerkprodukts bewirkt mit Gründung der EUREM International GmbH weiterhin eine positive Strahlkraft in der Region, unterstützt die Exportbemühungen der regionalen Wirtschaft und verdeutlicht die herausragende Stellung der Metropolregion Nürnberg im Kompetenzfeld Energie & Umwelt.

Ansprechpartner:
Stefan Schmidt, 0911-1335-445, training@eurem.net
Dr. Robert Schmidt, 0911-1335-299, robert.schmidt@nuernberg.ihk.de

Die gesellschaftlichen Erwartungen sind unterschiedlich und teilweise diffus – gerade für KMU ist es herausfordernd, damit umzugehen. Im Fokus des CSR-Management-Forums 2018 stehen daher das Für und Wider von regulatorischen Vorgaben und freiwilligen Maßnahmen von Unternehmen sowie von Möglichkeiten und Grenzen unternehmerischer Verantwortung – insbesondere auch im internationalen Geschäft.

Unter dem Motto "CSR – unfreiwillig freiwillig?!" wollen wir Aspekte der gesellschaftliche Verantwortung von Unternehmen (CSR) und den Beitrag der Wirtschaft zu einer nachhaltigen Entwicklung im Rahmen der Agenda 2030 diskutieren.

Ziel ist es, unter Einbezug von Experten aus Wirtschaft, Wissenschaft und NGOs und aller Teilnehmer Ideen, Lösungsansätze und konkrete Handlungsvorschläge aufzugreifen, die für Unternehmen mehr Sicherheit schaffen und die in die politische Interessensvertretung der bayerischen IHKs einfließen sollen.

Weitere Informationen finden Sie unter www.ihk-nuernberg.de.

SEO, SEA und Webanalyse
IHK-Akademie, Saal 3.09, Walter-Braun-Str. 15, 90425 Nürnberg am 14. Mai 2018

Sitzung des IHK-Ausschuss Industrie | Forschung | Technologie in Kooperation mit tim und IHK Anwenderclub "Neue Materialien" (geschlossener Kreis)
KunstoffCampus Bayern in Weißenburg am 5. Juni 2018

15. IHK-Patentforum Nordbayern
Pfarr- und Dekanatszentrum St. Augustin Coburg am 26. Juni 2018

AdWords für Einsteiger
IHK-Akademie, Saal 3.09, Walter-Braun-Str. 15, 90425 Nürnberg am 17. Juni 2018

Praxistraining Druckluft-Spezialist (IHK)
IHK-Akademie Mittelfranken, Walter-Braun-Str. 15, 90425 Nürnberg ab 14. September 2018

Google My Business und Online-Kommunikation
IHK-Akademie, Saal 2.01, Walter-Braun-Str. 15, 90425 Nürnberg am 26. September 2018

9. Internationale Konferenz für Europäische EnergieManager
am 6. November 2018 in Prag

Fachqualifizierung zum Innovationsmanager (IHK)
Start: 22. November 2018

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

Zum Auftakt der 2. Europäischen Ressourcenkonferenz skizzieren Prof. Dr. Ernst Ulrich von Weizsäcker als Co-Präsident des Club of Rome und weitere Expertinnen und Experten Strategien und Wege zu einer nachhaltigen Ressourcenpolitik. Im Anschluss erläutern in zwei weiteren Themenblöcken Repräsentanten aus Wirtschaft und Wissenschaft Herausforderungen und Lösungsansätze mit Blick auf eine umweltgerechte Gestaltung von Produkten und ein hochwertiges Recycling von Elektroaltgeräten.

Zur Veranstaltung lädt das Ressourceneffizienz-Zentrum Bayern (REZ) am Bayerischen Landesamt für Umwelt zusammen mit dem Bayerischen Staatsministerium für Umwelt und Verbraucherschutz ein. Die Teilnahme innerhalb der Messe ist kostenlos und eine Anmeldung nicht erforderlich.

Termin: Mittwoch, 16.05.2018, 10.00 bis 17.00 Uhr
Ort: IFAT, Messe München, Konferenzraum B11

Weitere Informationen erhalten Sie unter: https://www.umweltpakt.bayern.de/abfall/veranstaltungen/3052/2-europaeische-ressourcenkonferenz-eurek

Kontakt:
Ressourceneffizienz-Zentrum Bayern am Bayerischen Landesamt für Umwelt
‎Tel: 0821 9071 5276 | Mail: rez@lfu.bayern.de

Das offene Netzwerk Ressourceneffizienz, kurz NeRess, orientiert sich an der Leitidee der Nachhaltigkeit und bündelt fachübergreifend und praxisorientiert Know-How und Erfahrungen aus dem Themenbereich Ressourceneffizienz. Teil des Netzwerks sind Akteure aus ganz Deutschland. Seit diesem Jahr auch das Ressourceneffizienz-Zentrum Bayern (REZ) am Bayerischen Landesamt für Umwelt.

Im Mittelpunkt stehen die übergreifende Vernetzung und der fachliche Erfahrungsaustausch zwischen Akteuren aus Politik, Unternehmen, Verbänden, Kammern, Gewerkschaften, Wissenschaften und Einrichtungen des Bundes und der Länder. Außerdem bietet das Netzwerk gezielte Informationen für kleine und mittlere Unternehmen (KMU) und Informationskampagnen zur Sensibilisierung der Öffentlichkeit an.

Regelmäßig stattfindende Netzwerkkonferenzen oder Expertenveranstaltungen fördern den intensiven Austausch. Diskutiert werden Erfolge und Ansätze zur Steigerung der Ressourceneffizienz von Produkten und Dienstleistungen in der Produktion, im Handel und beim Konsum.

Die Ausrichtung des Netzwerks orientiert sich an dem impulsgebenden und ambitionierten Leitziel des Bundesumweltministeriums: „Unser Land wird bis zum Jahr 2020 zur ressourceneffizientesten Volkswirtschaft der Welt, Vorreiter beim schonenden und umweltverträglichen Umgang mit Energie und Rohstoffen. Das sind die Märkte von morgen.“

 Quelle: Barbara Dennerlein | ‎0821 9071 5276 | rez@lfu.bayern.de

Erstmals seit neun Jahren sind die Netzentgeltpreise wieder gesunken. Im Vorjahresver-gleich fiel der Preis in der Mittelspannung um 0,16 Ct/kWh also um 3,9 Prozent. Im Niederspannungsbereich verbilligten sich die Preise um 0,23 Ct/kWh oder 3,4 Prozent. Das geht aus dem aktuellen Netznutzungs-entgeltvergleich des VEA hervor. Weiterhin weist der Preisvergleich jedoch einen massiven Unterschied von bis zu 400 Prozent zwischen einzelnen Netzbetreibern auf.

"Auch wenn die Preise gesunken sind, so bleiben die regionalen Unterschiede in Deutschland signifikant", sagt Dr. Volker Stuke, Hauptgeschäftsführer des VEA. "Insgesamt ist das Preisniveau im Westen und Südwesten deutlich günstiger als im Rest der Republik. Vor allem in den neuen Bundesländern werden nicht zuletzt aufgrund des regional vorangetriebenen Ausbaus von Windkraftanlagen höhere Preise verlangt." So müssen mittelständische Sonder-vertragskunden bei den zehn teuersten Netzbetreibern durchschnittlich 6,61 Ct/kWh im Mittelspannungsbereich und 13,12 Ct/kWh in der Niederspannung zahlen. Die selbe Leistung bei den zehn preisgünstigsten Netzversorgern kostet 2,12 Ct/kWh in der Mittel- und 3,62 Ct/kWh in der Niederspannung.

Zu den Versorgungsunternehmen mit den niedrigsten Durchschnittsentgelten im Mittelspannungsbereich zählen die Stadtwerke Waldkirchen, die Stadtwerke Metzigen und die Stadtwerke Hilden. Die teuersten Netzbetreiber werden laut Preisvergleich angeführt vom Elektrizitätswerk Hindelang, den Stadtwerken Leutershausen und Niedersachsen Ports mit Sitz in Emden. Generell sind die Versorger verpflichtet die Netzkosten im Internet zu veröffentlichen. "Bei fast 900 Netzbetreibern fällt ein individueller Preisvergleich jedoch schwer. Hier können die unabhängigen Berater des VEA unterstützen", erklärt Stuke. Mit Hilfe der VEA-Datenbank können die Netzentgelte deutschlandweit verglichen werden.

Der Netznutzungsentgeltvergleich des VEA umfasst 812 Netzbetreiber und weist dadurch einen sehr hohen Repräsentationsgrad auf. Untersucht werden ausschließlich Sondervertragskunden, die über eine kontinuierliche Leistungsmessung verfügen. Der Vergleich umfasst neben 15 Abnahmefällen mit mittelspannungsseitiger Versorgung und Messung weitere drei Abnahmefälle mit niederspannungs-seitiger Versorgung und Messung.

Pressemitteilung: VEA - Bundesverband der Energie-Abnehmer e.V.

Wie die Bundesnetzagentur Anfang Januar mitteilte, wurden auch aus der dritten Runde der Ausschreibungen viele Anlagen gebaut: 36 von 40 erfolgreichen Bietern haben innerhalb der gesetzlichen Frist von 24 Monaten einen Antrag auf Förderung nach dem EEG bei der Behörde gestellt. Mit einer Realisierungsrate von 90 Prozent bewegt sich auch diese Runde auf dem vom BMWi angestrebten Niveau. Die Raten der zweiten und dritten Runde lagen bei 96 bzw. 89 Prozent.

Wie die Behörde weiter bekanntgab, nutzen einige Investoren die Möglichkeit, Anlagen auch auf anderen Flächen zu errichten. Diese Flexibilität habe zur hohen Realisierungsrate beigetragen.

Quelle: DIHK - Dr. Sebastian Bolay

Auf insgesamt acht Seiten skizziert der DIHK fünf verschiedene Anwendungsfälle: Erzeugt der Unternehmer beispielsweise den Strom selbst, gibt ihn an Ladesäulen aber auch an Dritte – etwa Kunden oder andere Firmen – ab, liegt eine Stromlieferung im Sinne des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) vor, was umfangreiche Pflichten nach sich zieht. Zudem werden 100 Prozent EEG-Umlage fällig, unter Umständen entfällt allerdings die Stromsteuer. Anders sieht es aus, wenn der Unternehmer „seinen“ Strom ausschließlich selber nutzt, ein externer Anbieter die Ladesäule betreibt oder Strom aus dem Netz bezogen wird. Zudem geben die Verfasser Auskunft darüber, was genau ein E-Fahrzeug ist, wann es als Letztverbraucher von Strom gilt, ob der Stromverbrauch an einem Ladepunkt in Sondernetzentgelte und Besondere Ausgleichsregelung des EEG einbezogen werden kann oder wo genau der „energierechtliche Anknüpfungspunkt“ liegt. Damit bietet die Handreichung eine erste Orientierung über Fallstricke rund um EEG-Umlage und Stromsteuerpflicht, kann aber eine Rechtsberatung im Einzelfall nicht ersetzen.

Das Merkblatt finden Sie unter http://emobility-nordbayern.de.

Ihre Ansprechpartner bei der IHK Nürnberg für Mittelfranken
Dr. Ronald Künneth, 0911 1335-297, ronald.kuenneth@nuernberg.ihk.de
Christian Seitz, 0911 1335-213, christian.seitz@nuernberg.ihk.de

Große Photovoltaikanlagen (PV) sind in Deutschland mittlerweile günstiger als Windräder. Das ist das zentrale Ergebnis der ersten Ausschreibungsrunden für Wind an Land und PV. Während letztere einen durchschnittlichen mengengewichteten Zuschlagswert von 4,33 Cent/kWh erreichen, kommt Wind auf 4,73 Cent/kWh.

Der Zuschlag für Wind bezieht sich auf einen Referenzstandort mit 100 Prozent. Die Zuschläge dürften aber im Durchschnitt an Standorte mit einem schlechteren Referenzertrag gegangen sein, so dass die tatsächlichen Zuschlagswerte und damit die Förderkosten höher liegen. Interessant wird nach diesen Ergebnissen, wie sich die Zuschläge bei der in Kürze zu Ende gehenden gemeinsamen Auktion auf die beiden Technologien verteilen.

Hintergründe PV:

• Die Ausschreibung war wie in den vorhergehenden Runden auch knapp dreifach überzeichnet: Es gingen 79 Gebote mit 546 MW ein bei einer Menge von 200 MW.
• Es wurden 24 Zuschläge erteilt, davon elf auf Ackerflächen in benachteiligten Gebieten. Davon gingen zehn nach Bayern und einer nach Baden-Württemberg.
• Die Zuschläge reichten von 3,86 Cent/kWh bis 4,59 Cent/kWh und lagen damit alle unter dem durchschnittlichen mengengewichteten Zuschlagswert der vergangenen Runden von 4,91 Cent/kWh.
• 16 Gebote wurden ausgeschlossen, allein zehn wegen verspäteten Eingangs von Geboten oder Zahlungen.

Hintergründe Wind an Land:

• Gegenüber der letzten Auktion 2017 ist der Zuschlagswert um fast 1 Cent von 3,82 Cent auf 4,73 Cent/kWh gestiegen. Dies erklärt die Bundesnetzagentur damit, dass bei einem Realisierungszeitraum von 4,5 Jahren, wie sie für Bürgerenergieprojekte gelten, andere Technologie- und Preisentwicklungen unterstellt werden.
• Alle Projekte, d. h. auch Bürgerenergieprojekte, mussten anders als 2017 eine Genehmigung nach dem Bundesimmisionsschutzgesetz vorweisen.
• Die ausgeschriebene Menge von 700 MW war mit 989 MW nur knapp überzeichnet.
• 83 Gebote erhielten einen Zuschlag, davon gingen 19 an Bürgerenergiegesellschaften. 
• Die meisten Zuschläge gingen mit 17 nach Niedersachsen (154 MW), gefolgt von Brandenburg mit 13 (106 MW), Nordrhein-Westfalen mit zwölf (61 MW) und Rheinland-Pfalz mit elf (124 MW). Das Netzausbaugebiet hatte in dieser Ausschreibung keine Auswirkungen auf die Zuschlagsentscheidungen.

Die bezuschlagten Gebote liegen in einer Spanne von 3,8 Cent/kWh bis 5,28 Cent/kWh bezogen auf einen Standort mit 100 Prozent.

Quelle: DIHK - Dr. Sebastian Bolay

Die deutschen Ausschreibungen für Wind auf See hatten im vergangenen Jahr für Aufsehen gesorgt, da drei der vier Gebote mit 0 Cent/kWh einen Zuschlag erhalten hatten. Aus der Branche ist nun zu vernehmen, dass für die nächste Runde zum 1. April mit weiteren Geboten von 0 Cent zu rechnen ist. Dann werden 1.610 MW vergeben.

Sollte das Volumen der Gebote mit 0 Cent die ausgeschriebene Menge übersteigen, ist rechtlich nicht geregelt, wer einen Zuschlag erhalten würde. Weitere Kriterien neben der Gebotshöhe und der zu hinterlegenden Sicherheit spielen nach dem Wind auf See-Gesetz keine Rolle.

Zum Jahreswechsel waren in Deutschland Windräder auf See mit einer installierten Leistung von rund 5,4 GW am Netz. Die Anlagen in Nord- und Ostsee erzeugten 18,3 TWh und damit knapp 50 Prozent mehr als 2016. Bis 2020 soll sich die installierte Leistung auf 7,7 GW erhöhen. Sie läge dann um 1,2 GW über dem Ziel der Bundesregierung. Neu ans Netz gingen 2017 222 Anlagen mit 1.250 MW. Zwei Windparks mit einer Leistung von 780 MW werden derzeit errichtet, für fünf weitere mit rund 1.500 MW gibt es eine finale Investitionsentscheidung.

Quelle: DIHK -  Dr. Sebastian Bolay

Wie erwartet endete das Jahr 2017 mit einem Rekordzubau von Windrädern an Land: Es wurden rund 1.800 Anlagen mit insgesamt 5.333 MW neu installiert. Damit liegt er rund 15 Prozent über dem Rekordjahr 2016. Für das laufende Jahr erwarten die Branchenverbände einen Neubau von rund 3.500 MW. Zum 31.12.2017 waren insgesamt 28.675 Windräder an Land am Netz.

2017 fielen von den über Ausschreibungen vergebenen 2.820 MW 2.730 MW an Projekte ohne BImSchG-Genehmigung.  Diese Projekte haben viereinhalb Jahre Zeit zur Umsetzung. Daher sind Prognosen für den Zubau in den kommenden Jahren mit hohen Unsicherheiten behaftet.

Da insgesamt 387 Anlagen mit 467 MW abgebaut wurden, lag der Nettozubau bei 4.866 MW. Die Gesamtleistung aller Onshore-Anlagen belief sich Ende 2017 auf 50.777 MW.

Quelle: DIHK - Dr. Sebastian Bolay

Anlagenbetreiber, die gegen ihre EEG-Meldepflichten verstoßen, erhalten eine reduzierte EEG-Förderung bzw. die Förderung fällt sogar vollständig weg. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat nun ein Hinweispapier herausgegeben, wie sie Pflichtverstößen nach § 52 Absatz 3 EEG 2017 bewertet.

Demnach verringert sich der anzulegende Wert um 20 Prozent für den Zeitraum, in dem keine Meldung im Register der BNetzA erfolgt ist. Ab Sommer 2018 ist dies dann das Marktstammdatenregister. Voraussetzung ist, dass aber bis 28.02. des Folgejahres die Abrechnung für diese Anlage vorgelegt wird. Erfolgt keine fristgerechte Abrechnung verringert sich der anzulegende Wert für das vorangegangene Kalenderjahr auf null.  Im EEG 2014 wurde noch jede versäumte Meldung mit der Reduzierung auf null geahndet.

"Beispiel: Ein Anlagenbetreiber geht mit seiner Anlage am 1. Januar 2016 in Betrieb. Die erforderlichen Registrierungsangaben übermittelt er erst am 1. Mai 2016 an das Register. Die Meldung nach § 71 Nummer 1 EEG nimmt er dann bis zum 28. Februar 2017 für das Abrechnungsjahr 2016 vor. In diesem Fall verringert sich der anzulegende Wert für seine Strommengen in der Zeit von 1. Januar bis zum 30. April 2016 nicht auf null (vgl. § 52 Absatz 1 Nummer 1 EEG), sondern nur um 20 Prozent (§ 52 Absatz 3 Nummer 1 EEG). Für die sich an die Meldung an das Register anschließende Zeit vom 1. Mai bis zum 31. Dezember 2016 wird die volle Förderung gewährt."

Das Hinweispapier der Behörde finden Sie unter www.bundesnetzagentur.de.

Damit wird im weiteren Verfahren die von Tennet und Transnet BW präferierte Führung des SuedLinks über Thüringen weiterverfolgt.

Ausschlaggebend in der Prüfung der BNetzA waren die höheren räumlichen Widerstände bei einer Leitungsführung durch Hessen. So sei der Anteil von naturschutzrechtlich sensiblen Flächen innerhalb des etwa 1.000 Meter breiten, vorgeschlagenen Korridors höher. Hinzu kämen einzelne Konfliktstellen, die eine Realisierung der Leitung nicht oder nur unter sehr hohen technischen und wirtschaftlichen Aufwand ermöglichen würden. Dazu gehört u. a. die notwendige Querung des Spessarts.

Die Bundesnetzagentur hatte den Vorhabenträgern Tennet und Transnet BW eine Grobprüfung der durch das Land Thüringen eingebrachten Alternative aufgetragen. Diese kamen bereits zu dem Ergebnis, dass der Alternativvorschlag deutlich schlechter abschneidet und somit im weiteren Verfahren keine Berücksichtigung finden sollte. Die BNetzA hat dieses Ergebnis nun auf Grundlage eigener Prüfungen bestätigt.

Weitere Informationen zur Alternativenprüfung sind auf www.netzausbau.de in der Beschreibung des Vorhabens 3 (SuedLink) Abschnitt C veröffentlicht (Link).

Die Internationale Agentur für erneuerbare Energien (IRENA) geht davon aus, dass bis 2020 alle sich im Markt befindlichen erneuerbaren Energien Wettbewerbsfähigkeit erreichen. Das heißt konkret: Windräder und PV-Anlagen können Strom weltweit mindestens zu den Gestehungskosten neuer fossiler Kraftwerke erzeugen. In vielen Fällen auch darunter. Zudem wird sich der Trend zur Kostensenkung bei den Erneuerbaren fortsetzen.

Nach Auswertung tausender Auktions- und Beschaffungsergebnisse ist im globalen Durchschnitt unter den Erneuerbaren nach wie vor Wasserkraft führend: Neue Anlagen erzielten 2017 Gestehungskosten von 4 Eurocent/kWh. Bei einem Cent mehr lag Onshore-Wind, gefolgt von Bioenergie und Geothermie bei ca. 5,5 Eurocent. Die deutliche Kostenreduktion bei Photovoltaik-Anlagen der letzten Jahre setzt sich ebenfalls fort – im Durchschnitt auf 8 Eurocent/kWh. Rekordergebnisse in PV-Auktionen wurden 2017 in Mexiko, Peru, Chile, Saudi-Arabien und den Vereinigten Arabischen Emiraten erzielt und lassen dort ab 2018 Kosten von 2,5 Eurocent/kWh erwarten.

Für die kommenden Jahre erwarten die Experten Stromgestehungskosten für Onshore-Wind von 4 Eurocent, für PV von 4,8 Eurocent und für Offshore-Wind von 8 Eurocent/kWh.

Drei Hauptgründe macht die IRENA für die konstante Kostenreduzierung aus: Zum einen ist der technologische Fortschritt nach wie vor von großer Bedeutung. Da die Materialkosten in vielen Fällen bereits stark gesunken sind, werden Innovationen mittel- und langfristig das Ziel verfolgen, weitere Effizienzpotenziale auszuschöpfen, etwa in der Produktionsphase sowie bei der Leistungssteigerung der Anlage (z. B. durch größere Turbinen bei Windanlagen). Zum anderen entwickelt sich der weltweite Ausbau der Erneuerbaren in einem förderlichen politisch-regulatorischen Rahmen: Vermehrt werden Subventionen, die auf einzelne Technologien und deren Förderung abzielten, durch technologieübergreifende, markt- und wettbewerbsorientierte Rechtsrahmen ersetzt, die im Einklang mit den Energie-, Umwelt- und Entwicklungszielen der jeweiligen Länder stehen. Zuletzt identifizieren die Forscher die stark angewachsene Zahl erfahrener und international agierender Projektentwickler als dritten Faktor, der auch weiterhin für sinkende Gestehungskosten im Bereich der Erneuerbaren eine gewichtige Rolle spielen wird.

Die IRENA-Studie kann unte www.irena.org heruntergeladen werden.

Das Beratungsunternehmen Oliver Wyman warnt in der Studie "Der E-Mobilitäts-Blackout" vor Stromausfällen ab 2030, wenn weder Netzausbaumaßnahmen noch eine intelligente Ladesteuerung im Niederspannungsnetz umgesetzt werden.

Um die Stromversorgung per Netzausbau auch in Zukunft sicherzustellen, sind nach dieser Studie bis zu 11 Milliarden Euro an Investitionen notwendig. Deutlich günstiger wäre die Option, flächendeckend eine intelligente Ladesteuerung einzuführen, insbesondere um die Ladelasten im Ortsnetz zeitlich besser zu verteilen. Nehmen E-Fahrzeuge flächendeckend teil, ließe sich Netzausbau sogar grundsätzlich vermeiden. Darüber hinaus wird auch die Kombination von lokalen Speichern mit Photovoltaikanlagen als Puffer für Lastspitzen in Betracht gezogen.

Mit diesem Ergebnis reiht sich die Studie, vom Titel abgesehen, in Aussagen ein, die die Notwendigkeit intelligenten Ladens in Abhängigkeit verfügbarer Netzkapazität empfehlen. Selbst bei hohen Durchdringungsraten mit batterieelektrischen Fahrzeugen wird die zusätzliche Stromnachfrage weitestgehend nicht als Problem wahrgenommen, die Auswirkung auf die Höchstlast dagegen schon.

Bemerkenswert an der Diskussion ist, dass auf der Nachfrageseite damit der Anspruch auf einen bedingungslosen Netzanschluss in Frage gestellt wird, während Stromerzeuger heute grundsätzlich einen Anspruch auf den Netzausbau bis zum letzten Kilowatt ihrer Einspeiseleistung haben.

Die Studie finden Sie unter www.oliverwyman.de.

Quelle: DIHK - Till Bullmann

Die Investoren haben eine Marktabfrage zum Kundeninteresse gestartet. Das geplante Terminal in Brunsbüttel soll eine Importkapazität von 4 bis 5 Mrd. Kubikmeter Erdgas jährlich haben, was etwa 5 Prozent des deutschen Gasverbrauchs entspricht.

Mit einer Investitionsentscheidung rechnet German LNG Terminal GmbH für 2019. Eine Inbetriebnahme würde für 2022 angestrebt. Von Seiten des Netzes wären derzeit keine Hürden zu befürchten. Die Option eines LNG-Terminals in Brunsbüttel oder Wilhelmshaven wird voraussichtlich Eingang in den Gas-Netzentwicklungsplan 2018 finden.

Hintergrund LNG

Erdgas wird bisher über Pipelines nach Deutschland importiert. Global gibt es bereits einen Handel mit verflüssigtem Erdgas. Beispielsweise in den USA oder Katar wird Erdgas gefördert, durch Abkühlung verflüssigt und weltweit in Tankern transportiert. An LNG-Terminals bspw. in Rotterdam wird das LNG regasifiziert und in Pipelines weiter zu Kunden transportiert. LNG kann auch direkt in Schiffen, LKW oder Zügen als Kraftstoff verwendet werden. LNG ist ein Instrument, CO2-Emissionen und Schadstoffe im Schiffsverkehr zu reduzieren. So hat das Verkehrsministerium BMVI kürzlich einen Förderaufruf zur Umrüstung von Schiffen auf einen LNG-Antrieb gestartet. Darüber hinaus ist LNG ein Beitrag zur Diversifizierung der Gasversorgung und damit zur Erhöhung der Versorgungssicherheit. LNG gilt auch als ein zentraler Faktor, um das Absinken der Gasförderung in Deutschland und den Niederlanden zu kompensieren. Zudem wächst der Gasmarkt global vor allem durch den Handel mit LNG, der aktuell von Katar und Australien dominiert wird. Auch die USA sind kürzlich in den LNG-Export eingestiegen.

Quelle: DIHK - Till Bullmann

Das Bundesumweltministerium (BMUB) hat einen Diskussionsentwurf zur 8. Änderung der Abwasserverordnung in die Verbändeanhörung gegeben. Er dient im Wesentlichen der Umsetzung der BVT-Schlussfolgerungen über die Zellstoff-, Papier- und Pappeherstellung sowie für Raffinerien. Darüber hinaus werden auch weitergehende Anforderungen an Unternehmen gestellt, die zu Mehraufwendungen von über 10 Millionen Euro führen würden.

Die über die europäischen Vorgaben hinausgehenden Regelungsvorschläge betreffen unter anderem die Vermeidung von Energieverbräuchen bei der Abwasserbehandlung allgemein sowie die wasserundurchlässige Ausführung der Flächen von Altpapierlagerplätzen und zusätzlichen Messungen der Giftigkeit gegenüber Wasserlinsen (Gw) und Legionellen im Abwasser direkt einleitender Papierfabriken. Unternehmen der Zellstoff- und Papierindustrie erwarten durch diese erweiterten Anforderungen Mehrbelastungen. Der DIHK setzt sich in seiner Stellungnahme für eine 1:1-Umsetzung der BVT-Schlussfolgerungen und damit eine deutliche Abmilderung der vorgeschlagenen Regelungen ein.

Weitere Genehmigungen für Bau und Betrieb der Pipeline in Ostsee-Anrainerstaaten, so auch Russland, stehen noch aus. Die Nord Stream 2 AG geht weiterhin von einem Baubeginn in 2018 und einer Inbetriebnahme in 2019 aus.

In Deutschland steht jetzt noch die Genehmigung für den 30 km langen Abschnitt durch die deutsche Ausschließliche Wirtschaftszone seitens des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrografie aus. Diese wird ebenfalls noch für das erste Quartal 2018 erwartet. Liegen alle Genehmigungen in Deutschland vor, können auch die notwendigen Anbindungspipelines in Deutschland in die Netzentwicklungsplanung aufgenommen werden.

Die von der EU-Kommission vorgeschlagene Änderung der Gasrichtlinie zur Ausweitung der Binnenmarktregeln auf Importpipelines wird auf die aktuellen Genehmigungsverfahren keinen Einfluss haben. Sofern sie umgesetzt werden, hätten sie gleichwohl Auswirkungen auf den Betrieb der Pipeline.

Quelle: DIHK - Till Bullmann

Zur Erinnerung: Diese müssen seit dem Ablauf der beihilferechtlichen Genehmigung zum Jahreswechsel die volle EEG-Umlage bezahlen. Die Länderkammer möchte, dass das Eigenstromprivileg in Form der reduzierten EEG-Umlage nur soweit eingeschränkt wird, wie es beihilferechtlich zwingend erforderlich ist

Zudem fordert die Länderkammer, dass eine Einigung mit der Kommission rückwirkend zum 01.01.2018 in Kraft treten soll. Generell sind die rechtlichen Rahmenbedingungen aus Sicht des Bundesrates weder in der Industrie noch in der öffentlichen Versorgung ausreichend, um Investitionen in KWK-Anlagen anzustoßen. Daher sei eine rasche KWKG-Novelle notwendig.

Den Beschluss des Bundesrates (Drucksache 23/18) finden Sie unter www.bundesrat.de.

Nachdem die Clearingstelle seit Neuestem neben dem EEG auch für das KWKG zuständig ist und deswegen jetzt den Namen Clearingstelle EEG/KWKG trägt, hat sie eine Arbeitsausgabe des Gesetzes veröffentlicht. Diese Fassung unterscheidet sich in den folgenden Punkten von den Dokumenten, die im Internet heruntergeladen werden können:

• Aktualität – Nach Änderungen des KWKG werden diese so schnell wie möglich eingepflegt.
• Interne Verlinkung – Wird innerhalb eines Paragraphen auf einen anderen verwiesen, ist der Verweis anklickbar und führt direkt zu dem Paragraphen, dem Absatz, der Nummer oder dem Buchstaben, auf den verwiesen wird.
• Externe Verlinkung – Wird auf ein anderes Gesetz verwiesen, führt – so irgend möglich – ein Link von der Verweisstelle zu einem Dokument im Internet, das entweder den Paragraphen wiedergibt, auf den verwiesen wird, oder das Gesetz, auf welches verwiesen wird.
• Satznummerierung – Enthält ein Absatz mehrere Sätze, sind diese jeweils mit einer Satznummer versehen.
• Lesbarkeit – Das Dokument wird in lesefreundlicher 12-Punkt-Serifenschrift mit dem Textsatzsystem LaTeX im Format DIN A4 gesetzt.
• Verfügbarkeit – Das Dokument ist durchsuchbar und Passagen lassen sich herauskopieren.
• Verlinktes Inhaltsverzeichnis – Sie können per Mausklick direkt vom Inhaltsverzeichnis zum gesuchten Paragraphen springen.
• PDF-Lesezeichen – Kann Ihr PDF-Betrachter die in Dokumenten eingebetteten PDF-Lesezeichen darstellen, können Sie diese anklicken, um direkt zum gewünschten Paragraphen zu gelangen.

Die Clearingstelle weist allerdings darauf hin, dass es sich bei der Arbeitsausgabe um kein amtliches Dokument handelt, so dass eine Haftung nicht übernommen werden kann.

Die Arbeitsausgabe finden Sie unter www.clearingstelle-eeg-kwkg.de.

Das hat die Bundesregierung in Beantwortung einer Kleinen Anfrage von BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN mitgeteilt.

Die Sicherheitsbereitschaft dient neben der ab nächstem Winter vorzuhaltenden Kapazitätsreserve (§ 13e EnWG) dazu, eine möglicherweise entstehende Lücke zwischen Nachfrage und Erzeugung zu schließen. Zudem erfolgt über diesen Mechanismus eine sukzessive Stilllegung von Braunkohlekraftwerken mit einer Kapazität von 2,7 GW. Bei einer Anforderung müssen die Anlagen innerhalb von 10 Tagen betriebsbereit sein.

Folgende acht Kraftwerksblöcke sind bzw. werden in die Sicherheitsbereitschaft überführt und nach vier Jahren in der Reserve endgültig stillgelegt.

• Buschhausen seit 1. Oktober 2016
• Frimmersdorf: seit 1. Oktober 2017, zwei Blöcke
• Niederaußem: ab 1. Oktober 2018, zwei Blöcke
• Jänschwalde: ab 1. Oktober 2018 und 2019, zwei Blöcke
• Neurath: ab 1. Oktober 2019

Die von den Übertragungsnetzbetreibern TenneT und Amprion anvisierten Kosten betrugen 2017 85 Mio. Euro und werden für 2018 auf 149 Mio. geschätzt. Bislang sind die Anlagen noch nicht von den Übertragungsnetzbetreibern angefordert worden. Die Bundesregierung sieht keinen Anlass anzunehmen, dass die Betreiber die Anlagen nicht innerhalb der geforderten zehn Tage betriebsbereit setzen können, und verweist dazu auf die Zusicherung der Kraftwerksbetreiber.

Die Notwendigkeit, Kraftwerke in der Sicherheitsbereitschaft anzufordern, ist derzeit angesichts der aktuell noch bestehenden Überkapazitäten bei der Stromerzeugung sehr unwahrscheinlich.

Quelle: DIHK - Jakob Flechtner

Der im Netzausbauplan 2030 vorgesehene Ausbau der Stromübertragungsnetze ist auch bei einer dezentralen Stromerzeugung erforderlich.  Das ist das Ergebnis einer im Auftrag der Renewables Grid Initiave (RGI) vom Öko-Institut durchgeführten Meta-Studie.

Die Meta-Studie wurde am 11. März 2018 vorgestellt. Untersuchungsgegenstand war, ob der Netzausbau mit einem dezentralen Stromsystem, mehr Windkraft in Süddeutschland und mit Einsatz von Speichern deutlich geringer ausfallen kann. Dazu wurden zehn Studien analysiert und verglichen.

Wesentliche Ergebnisse sind:

• Der bis 2030 geplante Netzneubau auf rund 4.000 Kilometern ist selbst dann notwendig, wenn alle Speicher und Flexibilitätsoptionen zur Verfügung stehen.
• Da die Potenziale für die Erzeugung von Wind- und Solarstrom über Deutschland hinweg ungleich verteilt sind und in der Nähe der großen Verbrauchszentren oft nicht ausreichen, ist eine jederzeit verbrauchsnahe Stromversorgung auf der Grundlage erneuerbarer Energien nicht vorstellbar. Zusätzlich einschränkend wirken sich Belange des Naturschutzes und die geringe Akzeptanz von Windkraftanlagen in der Nähe von Siedlungen aus.
• Der aktuell geplante Leitungsbau ist in jedem Fall notwendig, nach einem Teil der untersuchten Studien aber möglicherweise erst nach 2030.

Die Meta-Studie „Dezentralität, Regionalisierung und Stromnetz“ des Öko-Instituts steht unter www.oeko.de zum Download zur Verfügung.

Die Bundesnetzagentur hat nun die Möglichkeit, die Sätze neu festzulegen oder Rechtsbeschwerde bei der nächsten Instanz, dem Bundesgerichtshof, einzulegen. Eine Entscheidung der Behörde dazu steht noch aus.

Das Gericht folge mit der Entscheidung den Argumenten von 1.100 Strom- und Gasnetzbetreibern, die sich über die Kürzung der Eigenkapitalzinssätze von 9,05 auf 6,91 Prozent für Neuanlagen und von 7,14 auf 5,12 Prozent für Bestandsanlagen beschwert hatten. Die BNetzA hatte diese Werte für 2018 bis 2022 für die Gasnetze und 2019 bis 2023 für die Stromnetze festgelegt.

Knackpunkt war die Höhe der sog. Marktrisikoprämie, die ein Teil des Eigenkapitalzinssatzes ist. Die Netzbetreiber hatten argumentiert, dass die Prämie nicht sachgerecht ermittelt worden sei, was das OLG bestätigt hat: So habe die BNetzA „nicht mit einer wissenschaftlich vertretbaren und rechtlich beanstandungsfreien Vorgehensweise“ gearbeitet. Sie hatte sich in ihrer Entscheidung nur auf eine Studie gestützt, die vom Gericht auch nicht beanstandet wurde. Gleichwohl hätten auch weitere Studien herangezogen werden müssen, so das Gericht.

Die schriftliche Urteilsbegründung steht noch aus. Sollte es zu einer Neufestlegung der Zinssätze und damit einer Anhebung durch die BNetztA kommen, bedeutet dies einen Anstieg der Netzentgelte für Strom- und Gaskunden.

Die Pressemitteilung des OLG zu diesem Fall finden Sie unter www.olg-duesseldorf.nrw.de.

Die britische Regierung strebt einen Verbleib des Vereinigten Königreichs im EU-Emissionshandelssystem (ETS) bis zum Ende der 3. Handelsperiode (Ende 2020) an. Dies hat die Energieministerin Claire Perry bei einer Sitzung des Unterausschusses für EU Energie und Umwelt des House of Lords (Oberhaus des britischen Parlaments) am 21. März 2018 angekündigt. In den letzten Monaten hatte es viele Spekulationen über einen Austritt des Vereinigten Königreichs aus dem ETS im Rahmen des Brexits und die damit verbundenen finanziellen Risiken für am Emissionshandel beteiligte Firmen gegeben.

Anfang der Woche hatte man sich in den Brexit-Verhandlungen auf eine 21-monatige Übergangsperiode nach dem offiziellen Austritt im März 2019 geeinigt, in der das Vereinigte Königreich weiterhin alle EU-Gesetze einhalten muss. Hierzu würde auch die ETS-Richtlinie zählen. Im aktuellen Entwurf des Brexit-Abkommens hat die EU konkrete Regelungen vorgeschlagen, die eine Teilnahme des Vereinigten Königreich bis Ende 2020 sicherstellen würden. Jedoch gehört der Abschnitt nicht zu den Teilen des Abkommens, für die bereits eine Einigung mit der britischen Regierung erzielt werden konnte. Die Verhandlungen dauern an.

Die EU hat sich bereits Ende letzten Jahres auf eine Änderung der Verordnung zur Festlegung des Unionsregisters geeinigt. Diese soll das ETS vor den Auswirkungen des Brexit schützen. Hierfür ist grundsätzlich vorgesehen, dass britische Zertifikate im Falle eines „hard Brexit“ nicht mehr im ETS gehandelt werden können. Die Sonderbehandlung der britischen Emissionsrechte kann laut Verordnung jedoch u. a. durch die Einigung auf eine Übergangsperiode abgewendet werden.

Quelle: DIHK

Die RoHS-Richtlinie beschränkt die Verwendung verschiedener gefährlicher Stoffe in Elektro- und Elektronikgeräten. Zu diesen Stoffen zählt gemäß Anhang II der Richtlinie u. a. Blei. Die Richtlinie sieht jedoch mögliche Ausnahmen der Verwendungsbeschränkung vor. Dies gilt für Werkstoffe und Bauteile im Rahmen bestimmter Verwendungen von Elektro- und Elektronikgeräten (Anhänge III und IV der RoHS-Richtlinie). Diese Ausnahmen werden gemäß Artikel 5 der RoHS-Richtlinie regelmäßig an den wissenschaftlichen und technischen Fortschritt angepasst. Die EU-Kommission bestimmt den Inhalt der Anhänge III und IV der RoHS-Richtlinie danach durch delegierte Rechtsakte.

Vor diesem Hintergrund hat die EU-Kommission am 1. März 2018 vier delegierte Richtlinien vorgelegt, welche eine Fortsetzung gewisser Bleiverwendungsmöglichkeiten im Rahmen der RoHS-Richtlinie vorsehen. Diese Durchführungsrichtlinien betreffen

• Blei als Legierungselement in Stahl (derzeitige Ausnahme 6a in Anhang III der RoHS-Richtlinie), für Bearbeitungszwecke und in verzinktem Stahl mit einem Massenanteil von höchstens 0,35 Prozent Blei, in den Kategorien 1 bis 7 und 10.
• Blei als Legierungselement in Aluminium (derzeitige Ausnahme 6b in Anhang III der RoHS-Richtlinie), für die Verwendung mit einem Massenanteil von höchstens 0,4 Prozent Blei, in den Kategorien 1 bis 7 und 10 (Zeitraum der Ausnahmegewährung variiert nach Form der Aluminiumlegierungen).
• Blei als Legierungselement in Kupfer (derzeitige Ausnahme 6c in Anhang III der RoHS-Richtlinie), für die Verwendung mit einem Massenanteil von bis zu 4 Prozent Blei, in den Kategorien 1 bis 7 und 10.
• Die Verwendung von Blei in hochschmelzenden Loten (d. h. Lötlegierungen auf Bleibasis) mit einem Massenanteil von mindestens 85 Prozent Blei, derzeitige Ausnahme 7a in Anhang III der RoHS-Richtlinie, in den Kategorien 1 bis 7 und 10 (die unter die Ausnahme 24 fallenden Ausnahmen (Blei in Loten für discoidale und Planar-Array-Vielschicht-Keramikkondensatoren mit metallisierten Löchern) sind von der Ausnahme 7a ausgeschlossen).

Für andere Kategorien außerhalb der 1 bis 7 und 10 sollen die derzeitigen Ausnahmen während der in Artikel 5 Absatz 2 der RoHS-Richtlinie bestimmten Zeiträume weiter gelten.

Die Richtlinien sehen eine Geltungsdauer der Ausnahmen überwiegend bis zum 21. Juli 2021 vor, zum Teil jedoch lediglich über die Dauer von drei Jahren nach Veröffentlichung der delegierten Richtlinie im Amtsblatt der Europäischen Union.

Die Durchführungsrichtlinien zur Änderung der RoHS-Richtlinie treten am zwanzigsten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft und finden Sie unter http://ec.europa.eu.

Die Aktualisierung der nationalen Verordnungen dient der Anpassung an EU-Richtlinien.

Die nationale ElektroStoffV setzt die europäische Richtlinie zur Beschränkung bestimmter gefährlicher Stoffe in Elektro- und Elektronikgeräten ((EU)2011/65, “RoHS-Richtlinie“) um. Diese Richtlinie wiederum wurde zur Umsetzung der im November 2017 veröffentlichen Richtlinie (EU)2017/2102 geändert.

Die Änderungen dienen im Wesentlichen der Erleichterung des Umgangs mit Gebrauchtgeräten. Sie sollen in Deutschland in der ElektroStoffV umgesetzt werden. Einem entsprechenden Verordnungsentwurf der Bundesregierung (19/900, vom 26. Februar 2018) hat der zuständige Bundestagsausschuss für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit am 14. März 2018 zugestimmt. Der Entwurf der Änderungsverordnung beinhaltet u.a.

• Erleichterungen von so genannten Sekundärmarkttätigkeiten (Weiterverkauf, Gebrauchtwarenhandel, Reparatur) für nichtkonforme Elektro- und Elektronikgeräte, wodurch der Austausch von Ersatzteilen oder Nachrüstungen zu Gunsten der Kreislaufwirtschaft gefördert werden soll.  
• die Ausnahme beweglicher Maschinen zur professionellen Nutzung, die nicht für den Straßenverkehr bestimmt sind, vom Anwendungsbereich der ElektroStoffV.
• die Ausnahme von Pfeifenorgeln vom Anwendungsbereich der ElektrostoffV.

Darüber hinaus verlängern bzw. konkretisieren vier delegierte EU-Richtlinien vom Juli bzw. November 2017 den Anhang III der RoHS-Richtlinie (befristete Beschränkungsausnahmen für einzelne Stoffe für bestimmte Verwendungszwecke). Hierbei handelt es sich um die Richtlinien

• (EU)2017/1009 (zeitlich differenzierte Verlängerung bisheriger Ausnahmen für Cadmium und Blei in Filterglas und Glas für Reflexionsstandards),
• (EU)2017/1010 (zeitlich differenzierte Verlängerung bisheriger Ausnahmen für Blei in Lagerschalen und -buchsen für Kältemittel enthaltende Kompressoren für Heiz-, Belüftungs-, Klima- und Kühlanwendungen),
• (EU) 2017/1011 (zeitlich differenzierte Verlängerung der bisherigen Ausnahme für Blei in Weißglas für optische Anwendungen) sowie
• (EU)2017/1975 (zweijährige Verlängerung der bisherigen Ausnahme 39 bezüglich der Verwendung von Cadmiumselenid für Displayanwendungen (z.B. Bildschirme), die Ausnahme in Bezug auf LED mit cadmiumhaltigen Quantenpunkten wird nicht verlängert).

Die Ausnahmen weisen unterschiedliche Ablaufdaten auf. Die entworfene Änderungsverordnung sieht eine Umsetzung der benannten Ausnahmen in der ElektroStoffV vor. Die im März 2018 auf EU-Ebene beschlossene Verlängerung einiger Ausnahmen für Blei enthält der Verordnungsentwurf noch nicht. 

Darüber hinaus sieht der Verordnungsentwurf eine redaktionelle Anpassung der Anzeige- und Erlaubnisverordnung (Art. 2 der Änderungsverordnung) an Europäisches Datenschutzrecht ((EU) 2016/679, EU-Datenschutz-Grundverordnung) vor.

Den Verordnungsentwurf der Bundesregierung mit weiteren Erläuterungen finden Sie unter dip.bundestag.de.

Die 28 Mitgliedstaaten haben am 25. Januar auf Vorschlag der EU-Kommission beschlossen, die Realisierung von 17 Projekten mit 873 Millionen Euro zu fördern. Die deutsche Stromtrasse SuedOstLink erhält 70 Millionen Euro.

Die Förderung wird über das Förderinstrument „Connection Europe Facility“ (CEF) gewährt. Förderfähig sind nur Projekte, die zuvor auf die Liste der „Projekte von gemeinsamem Interesse“ aufgenommen wurden.

Letztere wird alle zwei Jahre aktualisiert. Acht der in dieser Förderrunde ausgewählten Projekte betreffen den Elektrizitätssektor und erhalten 680 Millionen Euro. Hiervon entfallen 578 Millionen auf den Bau eines weiteren Interkonnektors zwischen Frankreich und Spanien, der durch den Golf von Biskaya verlaufen wird. Es handelt sich um die höchste jemals gewährte Finanzhilfe der CEF im Bereich Energie.

Für vier Projekte im Gasbereich stehen 193 Millionen zur Verfügung.

Das einzige deutsche Projekt ist die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Leitung SuedOstLink, die von Wilmerstedt in Sachsen-Anhalt bis nach Isar bei Landshut führen soll. Sie dient dazu, Windstrom aus Norddeutschland in den Süden zu transportieren. Die EU stellt 70 Millionen Euro für Studien zur Verfügung. Der Bau selbst wird nicht bezuschusst.

Die Liste aller neu ausgewählten Projekte finden Sie https://ec.europa.eu.

Quelle: DIHK - Julian Schorpp

Bestehende Preisunterschiede werden großteils auf bestehende Marktbarrieren wie Netzentgelte zurückgeführt. Der Bericht empfiehlt, ein EU-einheitliches Entry-Netzentgelt zu prüfen und mehr Kapazitäten für kurzfristige Buchungen zu öffnen.

Der 300-seitige Bericht kommt zu folgenden Ergebnissen:

Funktionsfähigkeit des Binnenmarktes für Erdgas

Nach Auffassung der Studienautoren hat sich die Funktionsfähigkeit in den letzten Jahren verbessert. Die Liquidität der Großhandelsmärkte ist gestiegen, entsprechend auch die Wettbewerbsintensität. Abstriche bei diesem Befund gibt es nur für einzelne Staaten in Ost- und Südosteuropa. Die Preisunterschiede zwischen den Handelspunkten haben merklich abgenommen. Verbleibende Unterschiede sind auf Transportkosten, zu geringe Transportkapazitäten oder auch auf die Dominanz einzelner Lieferanten zurückzuführen. Nach Ansicht der Studie werden die Preisunterschiede bedingt durch Transportkosten eher wieder zunehmen. Für die gegenüber den USA höheren Großhandelspreise wird die Konzentration bei den Gaslieferanten von außerhalb der EU verantwortlich gemacht. Zudem wird die Erhebung nationaler Netzentgelte, insbesondere beim Handel über mehrere Marktgebiete, als Handelshemmnis, aber auch als Grund für ein suboptimales Routing von Gasflüssen identifiziert.

Optionen für Weiterentwicklung der Gasmarktregulierung

1. Netzentgeltreform: Unterschiedliche nationale Transportentgelte werden abgeschafft und Transportkosten über alleinige Netzentgelte für den Entry in die EU abgebildet. Ein Ausgleichsmechanismus unter EU-Netzbetreibern wird nötig.
2. Fusion von Marktgebieten: Grenzüberschreitende Netzentgelte werden mittels länderübergreifender Zusammenlegung von Marktgebieten reduziert.
3. Capacity-Commodity Scenario: Dieser Ansatz sieht vor, dass der Anteil von Leitungskapazitäten, für die kurzfristige Buchungen möglich sein müssen, auf 50 Prozent steigt und Importeure mindestens 50 Prozent des Gases am nächstgelegenen Handelspunkt verkaufen müssen.
4. Strategische Partnerschaft: Um das perzipierte Problem des dominanten Lieferanten zu adressieren, soll der EU-Gasmarkt mit dem russischen integriert werden.

Die Studie sieht in allen Optionen geringe bis moderate Wohlfahrtssteigerungen. Insbesondere bei Option 2 (Marktgebietsfusion) besteht das Risiko, dass durch notwendigen Leitungsbau Wohlfahrtsgewinne aufgezehrt werden. Szenario 1 hat den Vorteil, dass Transportkostenallokation als Hauptstreitpunkt bei Marktgebietsfusionen vermieden würde. Zudem würden die spezifischen Transportkostennachteile der Ukraine- und Polen-Pipeline gegenüber Nord Stream 2 hier weniger ins Gewicht fallen. Die Studie empfiehlt diese Variante weiter zu prüfen. Szenario 3 hätte insbesondere preissenkende Effekte in weniger liquiden osteuropäischen Märkten ohne dabei Preise in Westeuropa zu erhöhen. Diese Option wird als no-regret-Maßnahme bewertet und direkt zur Umsetzung empfohlen. Das eher hypothetische Szenario 4 könnte ebenfalls senkende Effekte für die Großhandelspreise bedeuten. Diese Partnerschaft wird eher als politische Empfehlung formuliert.

Ein Vertreter der Generaldirektion Energie hat nach Veröffentlichung der Studie erklärt, die Europäische Kommission werde besonders Option 3 in Erwägung ziehen. Die Option Netzentgeltreform müsse auch weiter untersucht werden. Hier sei jedoch zu beachten, dass über die geltenden Netzkodizes aktuell mehr Transparenz geschaffen werde. Die Fusion der Marktgebiete bringe nur wenig Vorteile, weshalb diese Option voraussichtlich nicht weiterverfolgt werde.

Die Studie und weitere Informationen finden Sie unter ec.europa.eu der EU-Kommission.

Quelle: DIHK - Till Bullmann

Ziel des Gesetzesvorschlags der Europäischen Kommission vom November 2017 ist es, die Realisierung des Pipelineprojekts Nord Stream 2 zu erschweren. Hierzu soll der Anwendungsbereich der Regeln des Erdgasbinnenmarkts auf Gas-Importpipelines ausgeweitet werden.

In einigen Punkten haben die Abgeordneten des Industrieausschusses den initialen Kommissionsvorschlag verschärft. Neue Pipelineprojekte, die die EU mit einem Drittland verbinden, das mit EU-Sanktionen belegt ist, sollen von der Europäischen Kommission nicht von der Anwendung der Binnenmarktregeln ausgenommen werden können. Dies würde die Kommission dazu zwingen, Nord Stream 2 von der Anwendung der Binnenmarktregeln keinesfalls auszunehmen – vorausgesetzt die Regeln träten wie vom Parlament gefordert in Kraft und die Wirtschaftssanktionen bestünden zum gegebenen Zeitpunkt noch.

Zudem soll die Dauer aller Ausnahmegenehmigungen laut Parlament auf fünf Jahre begrenzt werden. Eine Genehmigung soll schließlich nicht erteilt werden dürfen, wenn der Betrieb der Pipeline der „Diversifizierung“ und „Versorgungssicherheit“ der EU schadet.

Damit die Regeländerung in Kraft tritt, müssen sich die Parlamentarier mit dem Rat der EU einigen. Letzterer ist aktuell jedoch noch weit von einer Positionierung entfernt. Ein vor kurzem veröffentlichtes Rechtsgutachten des juristischen Dienstes des Rats kommt zu dem Schluss, der Vorschlag der Kommission sei mit internationalem Recht nicht vereinbar.

Nord Stream 2 ist eine Pipeline, die von Russland über die Ostsee nach Nordostdeutschland führt. Europäische Unternehmen aus Deutschland, Frankreich, Österreich und den Niederlanden beteiligen sich als Investoren gemeinsam mit Gazprom an der Finanzierung. In Deutschland wurden bereits mehrere Genehmigungen für den Bau erteilt. 

Quelle: DIHK - Julian Schorpp

Die Brüsseler Wettbewerbsbehörde gibt an untersuchen zu wollen, ob diese ein Verstoß gegen die EU-Kartellrechtsvorschriften darstellt. Hierzu wurde TenneT eine vorläufige Bewertung übermittelt. 

TenneT betont, dass der Prozess und die Methoden für die Berechnung der verfügbaren Kapazität im EU-Recht verankert sind und von den nationalen Regulierungsbehörden bestätigt wurden. Zudem würden sie von allen europäischen ÜNB genutzt, um mit Netzengpässen an Grenzkuppelstellen umzugehen, wodurch das eingeleitete Verfahren einen Präzedenzfall schaffe.

Gleichzeitig laufen seit Monaten Gespräche mit der Europäischen Kommission, um deren Bedenken auszuräumen. TenneT hat der Brüsseler Behörde nach eigenen Angaben u. a. vorgeschlagen, das seit Mitte 2017 bestehende koordinierte Handelsprogramm auszuweiten. Dieser Verpflichtungsvorschlag soll, so Tennet weiter, nun durch die Kommission anderen Marktteilnehmern zur Bewertung vorgelegt werden. Das Programm sieht in seiner aktuell gültigen Fassung vor, die für den Stromhandel zur Verfügung stehende Kapazität u. a. durch sogenannte Gegengeschäfte (Engl.: „Countertrading“) schrittweise von 400 MW im November 2017 auf 1100 MW im Jahr 2020 anzuheben. Im Jahr 2016 standen laut dänischem Energieministerium lediglich 200 MW zur Verfügung. Nach dem Markttest kann die Europäische Kommission eine verbindliche Entscheidung treffen. 

Im Jahr 2010 endete ein ähnliches Verfahren gegen den schwedischen Übertragungsnetzbetreiber Senvska Kraftnät mit einer Verpflichtung zur Aufteilung der einheitlichen Stromgebotszone. Senvska Kraftnät hatte nach Ansicht der Europäischen Kommission über mehrere Jahre hinweg als Reaktion auf interne Netzengpässe den grenzüberschreitenden Handel mit den über Grenzkuppelstellen verbundenen Nachbarstaaten eingeschränkt. In Deutschland untersagt die Stromnetzzugangsverordnung es den ÜNB, die einheitliche Stromgebotszone durch die Einführung einer Kapazitätsvergabe einseitig aufzuteilen. Ein Vertreter der Generaldirektion Energie der Europäischen Kommission hat zudem nach der Eröffnung der förmlichen Untersuchung zu verstehen gegeben, dass die Situation in Schweden und Deutschland nicht vergleichbar sei. 

Neue Regeln für die gesamte EU im „Energie-Winterpaket“ 

Jede Lösung für den Fall des deutschen ÜNB TenneT würde eine Zwischenlösung darstellen, da im Rahmen des Energie-Winterpakets aktuell über eine neue, allgemein gültige Regelung für die gesamte EU verhandelt wird. So fordern aktuell sowohl das Europäische Parlament als auch der Rat in der Strombinnenmarkt-Verordnung festzulegen, dass bis zum Jahr 2025 schrittweise mindestens 75 % der Übertragungskapazität zwischen den Mitgliedsstaaten für den grenzüberschreitenden Handel mit Strom zur Verfügung gestellt werden müssen. Wird dieses Zielniveau durch den nötigen Netzausbau nicht erreicht, müssen die Übertragungsnetzbetreiber auf Redispatch (gezielte Anpassung der Einspeisung von Kraftwerken vor und hinter Netzengpässen) zurückgreifen. Die Kosten hierfür werden über die Netzentgelte auf die Endverbraucher umgelegt. 

Quelle: DIHK - Julian Schorpp

Die Mitgliedsstaaten im Rat haben am 27. Februar 2018 die im November mit dem Parlament vereinbarte Reform des ETS formell verabschiedet. Die neue Emissionshandelsrichtlinie wird nun 20 Tage nach ihrem Erscheinen im Amtsblatt der EU in Kraft treten.

Das Plenum des Europaparlaments hatte die Einigung bereits am 6. Februar bestätigt.

Quelle: DIHK - Jürgen Schorpp

Die globalen energiespezifischen CO2-Emissionen sind nach dreijähriger Konstanz erstmals wieder in 2017 gegenüber 2016 um 1,5 Prozent gestiegen und erreichten ein historisches Niveau von 32,5 Gigatonnen. Dies zeigen von der Internationalen Energieagentur (IEA) im März 2018 veröffentlichte Zahlen. Ursächlich ist dies weltweit auf ein robustes Wachstum von 3,7 Prozent, niedrige Ölpreise und schwache Energieeffizienz zurückzuführen. Gleichzeitig stieg die globale Energienachfrage im gleichen Zeitraum um 2,1 Prozent.

Insgesamt werden rund zwei Drittel der globalen Zunahme in Asien emittiert (China plus 1,7 Prozent).

In der EU stiegen die CO2-Emissionen um 1,5 Prozent, während sie z. B. in Großbritannien um 3,8 Prozent zurückgingen.

Bemerkenswert ist der weltweit stärkste CO2-Rückgang in den USA, der ein Drittel der Minderung ausmacht. Verursacht wurde er durch einen beträchtlichen Anstieg bei den erneuerbaren Energien auf 17 Prozent landesweit, einen Kernenergieanteil von 20 Prozent und eine niedrigere Stromnachfrage.

In Japan gingen die CO2-Emissionen um 0,5 Prozent zurück - ursächlich aufgrund höheren Stroms aus erneuerbaren Energien und einem Ersatz von Kohle durch Kernenergie.

Aus dem ebenfalls vorgelegten Weltenergieausblick 2017 (World Energy Outlook 2017) ist folgendes festzuhalten:

1. Strukturell zeichnen sich vier große Entwicklungen ab:

• Eine rasche Verbreitung sauberer Energietechnologien und deren sinkende Kosten. 2016 expandierten die Photovoltaikkapazitäten stärker als alle anderen Formen der Stromerzeugung. Seit 2010 sind die Kosten neuer Photovoltaikanlagen um 70 Prozent gesunken.
• Die wachsende Bedeutung der Elektrizität im Energiemix. 2016 waren die weltweiten Verbraucherausgaben für Strom fast genauso hoch wie die für Mineralölerzeugnisse.
• Die Umorientierung hin zu einer stärker dienstleistungsorientierten Wirtschaft und einem sauberen Energiemix in China, dem weltgrößten Energieverbraucher.
• Die ungebrochene Stärke von Schiefergas und Schieferöl in den Vereinigten Staaten, die deren Position als weltgrößter Öl- und Gasproduzent trotz niedrigerer Preise festigt.

2. Die traditionelle Unterscheidung zwischen Energieerzeugern und Energieverbrauchern verwischt zunehmend. Als eine neue Gruppe rücken großer Entwicklungsländer, an deren Spitze Indien steht, in eine zentrale Position.

3. Der weltweite Energiebedarf steigt - selbst mit einem New Policies Szenario (aktuelle Politik mit angekündigten Plänen) - zwischen heute und 2040 immer noch um 30 Prozent - was einer Erhöhung des heutigen weltweiten Verbrauchs um ein weiteres China und ein weiteres Indien entspricht. Zentrale Annahmen sind: jährliches Wachstum der Weltwirtschaft um 3,4 Prozent, Steigerung der Weltbevölkerung von 7,4 Mrd. heute auf über 9 Mrd. im Jahr 2040 und ein Verstädterungsprozess, durch den sich die Zahl der weltweit in Städten lebenden Menschen alle 4 Monate um den Umfang einer Stadt der Größe von Shanghai erhöht. Den stärksten Beitrag zum Verbrauchswachstum hat Indien mit fast 30 Prozent.

4. Im New Policies Szenario erfolgt eine radikale Veränderung der Art und Weise, wie der steigende Energiebedarf gedeckt wird – angeführt von Erdgas, der raschen Expansion der erneuerbaren Energien und Energieeffizienz. Seit 2000 sind die Kohleverstromungskapazitäten um fast 900 Gigawatt (GW) gestiegen. Der Nettozubau zwischen heute und 2040 beträgt indessen nur 400 GW.

5. Die Elektrizität ist weltweit die wachsende Kraft im Endenergieverbrauch. Auf sie entfallen 40 % des weltweiten Anstiegs des Endenergieverbrauchs bis 2040 – genauso viel wie auf Öl während der letzten 25 Jahre. Die Zahl der Stromkunden steigt infolge der Ausweitung des Zugangs zu Elektrizität weltweit um 45 Mio. jährlich. Das Ziel eines universellen Zugangs zu Strom bis 2030 ist damit jedoch noch nicht erreicht

6. Wenn sich China verändert, ändert sich alles. China tritt in eine neue Phase seiner Entwicklung ein mit Augenmerk der Energiepolitik auf Strom, Erdgas sowie saubere, hocheffiziente und digitale Technologien.

7. Dank einer beachtlichen Fähigkeit, neue Vorkommen kosteneffizient zu erschließen, erreicht die Öl- und Gasförderung der Vereinigten Staaten insgesamt ein um 50 Prozent höheres Niveau, als je zuvor von einem anderen Land erzielt wurde. Ende der 2020er Jahre werden die Vereinigten Staaten, die bereits jetzt Nettogasexporteur sind, auch Nettoexporteur von Öl sein.

8. Trotz der jüngsten Stabilisierung nehmen die weltweiten energiebedingten CO2-Emissionen im New Policies Szenario bis 2040 leicht zu. Diese Entwicklung reicht bei weitem nicht aus, um schwerwiegende Folgen des Klimawandels zu vermeiden.

9. Vor diesem Hintergrund ist die nächste UN-Klimakonferenz (COP 24) Ende dieses Jahres in Kattowitz (Polen) von Bedeutung, denn dort wird über die Verbindlichkeit der nationalen Reduktionsmaßnahmen entschieden werden.

Quelle: DIHK - Dr. Armin Rockholz