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Im Innovationsforum Mittelstand „Nachhaltige Energiesysteme – sicher, dezentral, vernetzt“, kurz INE, zeigt sie, was sie in puncto Energiewende zu bieten hat.

Nürnberg steckt mitten im Strukturwandel: Vom traditionellen Standort für die Produktion von Turbinen und Kraftwerkstechnik ist heute nicht mehr viel übrig. Durch die Energiewende verändert sich alles. Das Klimaziel scheint weit entfernt. Das weiß auch Robert Schmidt von der IHK Nürnberg, Mitinitiator des vom Bundesforschungsministerium (BMBF) geförderten Innovationsforum Mittelstand INE. „Bis 2020 sollen 40 Prozent CO₂ eingespart werden und einige Kohle- und Kernkraftwerke ausgeschaltet sein“, so Dr. Robert Schmidt. Deshalb muss die Region umdenken, und das tut sie auch. Die Vision: Nürnberg wird Leuchtturm für nachhaltige Energiesysteme. Und dafür hat das Forum regionale Kompetenzen aus der Automation, Produktionstechnik, Informations- und Kommunikationstechnik sowie Energie und Umwelt zusammengebracht. INE soll den Austausch zwischen Forschung, Unternehmen und Verbänden fördern und gemeinsame branchenübergreifende Projekte entwickeln. Projekte, die es möglich machen, Erneuerbare Energien nachhaltig zu nutzen: in der Produktion, in der Landwirtschaft, beim Thema Mobilität und im Alltag jedes Einzelnen. Das Forum sei eine „Spielwiese der Energie“ und „wir schaffen den nötigen Rahmen dafür“, sagt Jens Hauch, geschäftsführendes Vorstandsmitglied des ENERGIEregion Nürnberg e.V., der das Forum koordiniert. Aber wie sehen Energie-Leuchttürme aus? Einige Nürnberger Initiativen haben hier bereits ganz klare Vorstellungen.

Energie per Flatrate

Wie das zukünftige Stadtquartier Made in Nürnberg ganz im Sinne der Energiewende aussehen könnte, zeigt beispielsweise das Projekt Hallerndorf im Kreis Nürnberg. Hier gibt es bereits die größte Solarthermieanlage Bayerns, die ins Nahwärmenetz eingebunden ist. Hier wird Sektorkopplung vorbildlich gelebt. Zusätzlich gibt es eine Stromtankstelle für Elektroautos und einen Elektrospeicher. In Hallerndorf hängen Strom, Wärme und Mobilität sozusagen an einem Netz, und zwar dezentral gesteuert. Der Energieverbraucher ist somit gleichzeitig Energieerzeuger. Das schwankende Angebot an Sonnenergie wird ausgeglichen, und das Quartier sichert sich seine unabhängige Energieversorgung.

Nicht nur Wohnhäuser können in dezentrale Selbstversorgernetze eingebunden werden, auch Gewerbegebiete und sogar Informations- und Kommunikationstechniken wie das High-Speed-Internet per Glasfasertechnologie. „Wichtig ist es, den Energiemix für jede einzelne Quartiersversorgung zu finden“, betont Thilo Jungkunz von der Naturstrom AG. In Zukunft sei es auch vorstellbar, Flatrates anzubieten, die Strom, Mobilität, Wärme und Kommunikation in einem Paket zusammenfassen.

Wie viel und wofür?

Die Industrie legt große Hoffnungen in INE. Gerade in der Produktion geht es nicht nur um Produktoptimierung. In Zukunft sollen die Anbieter nur so viel Energie erzeugen, wie tatsächlich benötigt wird. Hierzu wäre ein Energiemanagement von Vorteil, welches während der Produktion, beim Mischen, Schmelzen oder Sägen, erkennt, wie viel Energie für welchen Schritt zu welcher Tages- oder Jahreszeit eingespeist werden muss, und nach diesen Daten die Prozesse optimal ausrichtet. Unternehmen schaffen es heute noch nicht, Verbrauchs- und Produktionsdaten optimal zu verbinden. Auch muss sich in Zukunft zeigen, wie Datenmassen dann gespeichert werden. Ein Stichwort lautet Edge-Computing: Die Datensammlung findet dezentral vor Ort statt und nicht mehr am zentralen Server.

Um die Energiesysteme der Zukunft umzusetzen benötigt es Ideen und Kooperationen. Die Basis hat INE geschaffen, nun ist es Aufgabe der Beteiligten, die intelligenten Energiesysteme zu entwickeln. Sie müssen nicht nur die technischen Herausforderungen bewältigen, sondern auch gesellschaftliche Auswirkungen berücksichtigen. Bliebe Strom beispielsweise trotzdem für alle bezahlbar? Bei einem waren sich die Teilnehmer des Forums einig: In der Metropolregion Nürnberg steckt das Potenzial, das Thema Energie 4.0 anzugehen. „Und in Zukunft heißt es: Woran denken Sie, neben der Bratwurst, wenn Sie Nürnberg hören? An intelligente Energiesysteme!“, da sind sich alle regionalen Energie-Akteure einig.

Quelle: Innovationsinitiative des BMBF

VDE Tagung - Stromnetzausbau und Alternativen zur sicheren Stromversorgung in Bayern - am 15.11.2017 im Marmorsaal des Presseclubs Nürnberg.

Das geht uns alle an! Den "Stromnetzausbau und Alternativen zur sicheren Stromversorgung" hat der VDE Nordbayern auf die Agenda gesetzt und dazu namhafte Experten aus dem Wirtschaftsministerium, von Universitäten und Netzbetreibern, der Versorger vor Ort und die Stimme der Zivilgesellschaft an einen Tisch gebeten.

160 Interessierte waren der Einladung in den Marmorsaal des Presseclubs Nürnberg gefolgt, um sich in sechs Fachvorträgen ein eigenes Bild zu machen. Erstmals hatte der VDE Bezirksverein Nordbayern, organisiert vom Referenten für Vorträge Wilfried Schröter, alle Akteure um einen Tisch versammelt um Bürger und Politiker für eine eigene Meinung zu
informieren. "Wir wollen die Dinge auf den Punkt bringen", versprach der Vorsitzende des VDE Nordbayern, Jochen Steinbauer. Denn das Thema ist dringlich. 2022 sollen die letzten Kernkraftwerke in Deutschland vom Netz gehen, erst 2025 – frühestens – wird die SüdLink-Trasse den Windstrom aus Norddeutschland nach Süden bringen. Bayern müsse ab 2022 etwa 35 Prozent seines Stroms importieren, um den Bedarf zu decken. Dafür ist Netzausbau nötig, plädiert Dr. Martin Elsberger vom Bayerischen Wirtschaftsministerium. Nicht zuletzt wegen der Proteste der Bevölkerung sei die Devise der Staatsregierung aber: "So viel Ausbau wie nötig, so wenig wie möglich."

Dass ein Ausbau nötig ist, ist auch den Erneuerbaren Energien geschuldet. Der "Zappelstrom" ist hoch volatil, weil abhängig von Region und Wetterlaunen. Seine Integration ins Stromnetz eine starke Aufgabe, sagt Prof. Dr. Matthias Luther, Lehrstuhlinhaber für Elektrische Energiesysteme an der Universität Erlangen Nürnberg. Er schlägt beispielsweise vor, kurzfristig und genau überwacht, auch Überlast der Netze zuzulassen. Ins gleiche Horn stößt auch der Übertragungsnetzbetreiber TenneT, der den Ausbau so schlank wie möglich halten will und deshalb zusammen mit VW an der minutengenauen Erhebung lokaler Wetterdaten (durch Autos) forscht, um so Bedarf zu ermitteln, und die Blockchain – also u.a. die Vernetzung von lokalen Batterien – in Hausspeichern und mit der E-Autoflotte von Tesla erprobt.
„Wir brauchen wirklich alles. Ich bin froh über jeden Meter Leitung, der gebaut wird“, sagt auch Speicherexperte Prof. Dr. Michael Sterner aus Regensburg. Dabei plädiert er für den Ausbau der Erneuerbaren Energien, Bayern könnte Selbstversorger sein. Windkraft,
Photovoltaik, Biogas – das sei technisch kein Problem. „Die Frage ist nur, was sozial und gesellschaftlich akzeptiert wird.“

Die Verbraucher helfen sich inzwischen selbst. Aktuell werde jede zweite Photovoltaikanlage mit Speicher gebaut, sagt Strategiemanager Stefan Lochmüller von der N-Ergie. Das Unternehmen hat mit einer eigenen Studie bewiesen, dass der Netzausbau bei effizienter Nutzung deutlich kleiner ausfallen kann als geplant. „Wir sind seitdem die Spaßbremse im Konsens der deutschen Energiewirtschaft.“ Kritik nicht in der Sache, aber der Umsetzung der Energiewende übte auch Hendrik Zimmermann als Vertreter von Germanwatch e.V. Der Netzentwicklungsplan müsse transparent gemacht werden und die Entgeltregulierung überprüft.

In der anschließenden Diskussion hakten die Zuhörer detailliert nach und wünschten einen Masterplan Energie, der der Energiewende Rechnung trägt und ihr eine Richtung gibt. Das Fazit des Abends zog Moderator Dr. Robert Schmidt, der bei der IHK Nürnberg für
Mittelfranken für Innovations-, Energie- und Umweltpolitik zuständig ist: „Für die sichere Versorgung mit Strom in Zukunft brauchen wir den ganzen Zoo: Vom Netzausbau, über effiziente Verteilung bis zur Speichertechnik.“

Quelle: Auszug aus Pressemitteilung des VDE

Ausgezeichnet wurden herausragende Abschlussarbeiten zu Themen der nachhaltigen Energieversorgung, die am Energie Campus Nürnberg in den vergangenen zwei Jahren entstanden sind.

Christian Zens, Vorstandsvorsitzender des Energie Campus Nürnberg e.V. und Kanzler der Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg betonte: „Mit dem EnCN-Energiepreis werfen wir ein Schlaglicht auf die nächste Generation engagierter Energieforscherinnen und -forscher. Die hohe Qualität der eingereichten Abschlussarbeiten zeigt auf, dass wir am Energie Campus Nürnberg auf dem richtigen Weg sind. Das breite Themenspektrum der eingereichten Arbeiten verdeutlicht die große Bandbreite der Energiewende-Expertise, wie es sie nur am Energie Campus Nürnberg gibt.“

Dr. Michael Fraas, Vorstand des Energie Campus Nürnberg e.V. und Wirtschaftsreferent der Stadt Nürnberg, sagte dazu: „Rund um den Energie Campus Nürnberg entwickelt sich ein vitales Ökosystem für Innovation und Wettbewerbskraft in der Energie- und Umweltwirtschaft. Stadt und Metropolregion Nürnberg weisen in diesem zukunftsfähigen Branchenumfeld 70 000 Beschäftigte auf. Die Region ist Motor der technischen Umsetzung der Energiewende. Mit dem EnCN-Energiepreis haben wir nun die Möglichkeit, innovative Energieforschung am Standort Nürnberg und zukunftsfähige Ideen für die Energiewende sichtbar zu machen.“

Die Jahreskonferenz des EnCN bot thematisch einen idealen Rahmen für die Preisverleihung, die am 13. Dezember 2017 die aktuellen Resultate aus allen Themenfeldern der EnCN-Forschung vorgestellt hat. In diesem Jahr konnte als Gastredner Prof. Achim Wambach, Präsident des Zentrums für Europäische Wirtschaftsforschung (ZEW) und Vorsitzender der Monopolkommission, gewonnen werden. Prof. Veronika Grimm, Vorsitzende der Wissenschaftlichen Leitung des EnCN, freute sich: „Mit seinem Vortrag zum Sondergutachten Energie 2017 beleuchtet Achim Wambach die Rahmenbedingungen für eine Umsetzung der Energiewende und zeigt Wege auf, wie innovative Lösungen bessere Chancen bekommen können. Dies gibt uns wichtige Impulse für unsere zukünftigen Forschungsarbeiten am EnCN.“
 

Ausgezeichnet für ihre Masterarbeiten wurden Tanja Schneider (Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg) für Forschungen im Bereich Energiespeicher (Power-to-Gas), Stefan Schmitt (Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg) im Bereich intelligente Energienetze (Leistungselektronik), Lars Nolting (Fraunhofer Institut für Bauphysik IBP / RWTH Aachen) im Bereich Energieeffizienz (Energielabel), Bastian Preller (Technische Hochschule Nürnberg Georg Simon Ohm) im Bereich Energiemanagement (Leistungselektronik), und Vanessa Krebs (Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg) im Bereich Energiemarktdesign (Grundlagenbetrachtungen zur Modellierung von Energiemärkten).

Das Preisgeld des EnCN-Energiepreises wird vom Förderverein für den Energie Campus Nürnberg zur Verfügung gestellt. Der Energie Campus Nürnberg e.V. begleitet und unterstützt den Energie Campus Nürnberg. Unternehmen und Institutionen, die innovative Energieforschung am Standort Nürnberg unterstützen wollen, können dem Energie Campus Nürnberg e.V. beitreten.

Die Bewerbungsphase für den EnCN-Energiepreis im Jahr 2018 ist bereits angelaufen. Absolventen und Absolventinnen, die herausragende Abschlussarbeiten (Bachelor und Master) am Energie Campus Nürnberg verfasst haben, können sich noch bis 15. April 2018 bewerben.

Die Teilnahmebedingungen sind abrufbar unter: www.encn.de/freunde-foerderer/energiepreis.

Erstmals in Slowenien tagte am 29./30. November 2017 die achte Internationale Konferenz für Europäische EnergieManager (EUREM). Auch mehrere Dutzend EnergieManager (IHK) aus Deutschland machten sich auf den Weg nach Ljubljana zum Austausch mit ihren Kollegen aus 12 weiteren Ländern. In neun Workshops brachten die Teilnehmer sich auf den aktuellen Stand der Entwicklung im Energieeffizienzbereich und konnten von den Erfolgsprojekten der anderen EnergieManager lernen. Auch bei der Verleihung der EUREM Awards zeigten sich die deutschen Teilnehmer erfolgreich und konnten zwei der Preise mit nach Hause nehmen.

Das EUREM-Programm liegt am Puls der Zeit: Das weltweite Netzwerk hat bereits weit über 5.000 Mitglieder in 27 Staaten. In jedem Projekt, das ein EnergieManager umsetzt, können durchschnittlich 400 MWh/a bzw. rund 30.000 Euro Energiekosten pro Jahr eingespart werden.

Die berufsbegleitende Qualifizierung wurde von der IHK Nürnberg für Mittelfranken federführend entwickelt und wird seit über zehn Jahren auch international umgesetzt. In Nürnberg startet am 2. Februar 2018 das 20. Praxistraining zum EnergieManager (IHK). Es sind einige Restplätze verfügbar, Kurzentschlossene haben die Möglichkeit, noch einzusteigen.

Möglichkeiten zur Anmeldung und weitere Informationen finden Sie auf www.energiemanager.eu und auf den Seiten der IHK unter www.ihk-nuernberg.de/energiemanager sowie bei:
Dr. Robert Schmidt (robert.schmidt@nuernberg.ihk.de, 0911 1335-299) und
Stefan Schmidt (stefan.schmidt@nuernberg.ihk.de, 0911 1335-445).

Zu seinen Stellvertretern beim Vorsitz wurden Dr. Robert Schmidt (Industrie- und Handelskammer Nürnberg für Mittelfranken), Wilhelm Scheuerlein (Handwerkskammer für Mittelfranken) und Rainer Kleedörfer (N-ERGIE Aktiengesellschaft) gewählt. Geschäftsführendes Vorstandsmitglied der ENERGIEregion Nürnberg e.V. bleibt Dr. Jens Hauch, der zugleich Be-reichsleiter für den Bereich Erneuerbare Energien am ZAE Bayern e.V. ist.

Als weitere Vorstandsmitglieder wurden Dr. Wolfram Geuder (TÜV SÜD Industrie Service GmbH), Roland Piatkowski (tga-engineering GmbH), Frank Thyroff (wbg Nürn-berg GmbH) und Thomas Vogel (zeitgeist engineering gmbh) gewählt.

Kooptierte Vorstandsmitglieder sind Prof. Dr. Ralph Blum (Technische Hochschule Nürnberg Georg-Simon-Ohm), Prof. Dr. Veronika Grimm (Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg / Energie Campus Nürnberg), Dr. Jens Hauch (ZAE Bayern e.V.), Dr. Peter Pluschke (Umweltreferent der Stadt Nürnberg) und Prof. Dr. Günther Pröbstle (Hochschule Ansbach).

Die Kompetenzinitiative ENERGIEregion Nürnberg e.V. ist die zentrale Netzwerkplattform für das Thema Energie in der Metropolregion Nürnberg, auf der Akteure aus Energiewirtschaft, Wissenschaft, Politik und Verwaltung zusammenkommen.
Die ENERGIEregion Nürnberg e.V. treibt durch ihre Aktivitäten die dynamische Entwicklung der Metropolregion Nürnberg als europaweit anerkannten Standort für Energietechnologie voran. Sie führt Unternehmen und Forschungseinrichtungen in einem regionalen Netzwerk zusammen und initiiert in enger Kooperation mit dem Energie Campus Nürnberg EnCN, als interdisziplinäre und interinstitutionelle Plattform für Energieforschung in Bayern, innovative energietechnologische Projekte.

Weitere Informationen zur ENERGIEregion Nürnberg e.V. finden Sie im Internet unter www.energieregion.de.

Mit der Übergabe von 150.000 Euro an die Stadt Spalt unterstützt das Umweltministerium die Entwicklung innovativer Konzepte, um die Bewässerung im Freistaat auf den Klimawandel einzustellen.

Die Bayerische Umweltministerin Ulrike Scharf betonte bei der Übergabe des Zuwendungsbescheids: "Wasser ist unser Lebensmittel und Lebensgrundlage Nummer 1. Ein verantwortungsbewusster Umgang mit wertvollen Ressourcen ist eine der größten Herausforderungen unserer Zeit. Der Klimawandel bringt Risiken für Landwirtschaft, Gartenbau und Weinbau. Vor allem Franken erinnert sich noch gut an den Trockensommer 2015. Wir brauchen neue Wege, um unsere Kulturpflanzen ausreichend bewässern zu können. Hier müssen alle Beteiligten Hand in Hand zusammenarbeiten. Unser neues Förderprogramm unterstützt Kommunen dabei, die Wasserressourcen von morgen zu sichern." Die Stadt Spalt will zugleich stellvertretend für die Kommunen Abenberg, Georgensgmünd, Absberg und Röttenbach mit Hilfe des Förderprogramms gewässerschonende und nachhaltige Bewässerungskonzepte entwickeln lassen. Damit soll die hohe Qualität des Hopfen- und Obstanbaus in der Region Spalt langfristig erhalten werden.

Der Freistaat fördert mit dem Pilotprogramm vor allem die bayerischen Kommunen. Ziel des Förderprogramms ist ein wasserwirtschaftlich nachhaltiger und umweltverträglicher Umgang mit den Wasserressourcen vor Ort. Vorgesehen ist, bis 2021 in Bayern bis zu 25 Vorhaben zu fördern. Gefördert wird die Aufstellung von Konzepten zum Zweck der nachhaltigen Bewässerung von landwirtschaftlichen Kulturen wie beispielsweise Wein oder Gemüse. Hierbei sollen die Untergrundverhältnisse sowie die Ergiebigkeit der Oberflächengewässer und des Grundwassers zur Gewinnung von Bewässerungswasser untersucht werden. Der Freistaat übernimmt im Fall einer Förderung 75 Prozent der Kosten.

Ansprechpartner vor Ort für Interessenten sind die Wasserwirtschaftsämter.

Informationen zur Wasserwirtschaft in Bayern unter www.wasser.bayern.de.

IHK-Fachforum "Kreislaufwirtschaft: Gewerbeabfälle | Verpackungen"
IHK-Akademie, Saal 2.01, Walter-Braun-Str. 15, 90425 Nürnberg im März 2018

IPEC 2018: Engineering and business in the cloud
IHK-Akademie, Walter-Braun-Straße 15, 90425 Nürnberg am 14.03.2018

Fachqualifizierung zum Innovationsmanager (IHK)
Start: 4. Quartal 2018

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

Der Projektverbund zur Steigerung der Ressourceneffizienz in der bayerischen Wirtschaft – ForCYCLE II – ist Teil der aktuellen Umweltpaktvereinbarung zwischen der Bayerischen Staatsregierung und der bayerischen Wirtschaft.

Bayerische Universitäten und Hochschulen für angewandte Wissenschaften werden aufgefordert, Projektskizzen mit Kooperationspartnern insbesondere aus KMU und Handwerk zu nachfolgenden Forschungsschwerpunkten bis spätestens 28. Februar 2018 einzureichen. Die Forschungsschwerpunkte wurden unter Einbeziehung einer Online-Umfrage in der bayerischen Wirtschaft von einem Expertenpanel festgelegt:

-       Erhöhung der Ressourceneffizienz durch Automatisierung und Digitalisierung

-       Integrierte Produktpolitik – Betrachtung des gesamten Produktlebenszyklus

-       Erhöhung der Ressourceneffizienz durch innovative Geschäftsmodelle

-       Substitution von Werkstoffen / Materialien

Mehr Informationen zum Projektverbund und zum Bewerbungsverfahren finden Sie unter www.stmuv.bayern.de.

Die Bewerbungsfrist für den Wettbewerb „EMAS-Umweltmanagement 2018“ endet am 31. Januar. Bewerben Sie sich jetzt!

Die nationale Auszeichnung für das „EMAS-Umweltmanagement 2018“ richtet sich an Unternehmen und Organisationen, die ihr Umweltmanagementsystem nach EMAS (dem Eco-Management and Audit Scheme der EU) in innovativer Weise eingeführt oder weiterentwickelt haben.

Die Jury wird die Bewerbungen anhand folgender Leitfragen bewerten:

- Ist das Umweltmanagement selbstverständlicher Teil der strategischen Ausrichtung Ihrer Organisation?

- Welche kontinuierlichen Verbesserungen der Umweltleistung Ihrer Organisation konnten Sie erreichen?

- Wie stehen Sie im Dialog mit Ihren Stakeholdern?

- Welche Maßnahmen ergreifen Sie, um Transparenz und Glaubwürdigkeit Ihrer Organisation zu erhöhen, insbesondere auch in der Lieferkette bzw. in ihrer Beschaffung?

Die Auszeichnung wird in vier Kategorien vergeben. Dies sind zum einen drei Kategorien für unterschiedlich große Unternehmen und zum anderen eine Kategorie für Organisationen der öffentlichen Verwaltung. Die Bewerbung steht allen Unternehmen und Organisationen offen, die über eine gültige EMAS-Registrierung verfügen. EMAS-Unternehmen, die national ausgezeichnet werden, qualifizieren sich gleichzeitig für eine Bewerbung bei den „European Business Awards for the Environment (EBAE)“ in der Kategorie Management.

Die feierliche Urkundenübergabe an die Gewinnerinnen und Gewinner der nationalen Auszeichnung erfolgt Ende 2018 im Rahmen eines Fachgesprächs im Bundesumweltministerium in Berlin, zu dem alle am Wettbewerb teilnehmenden Unternehmen und Organisationen eingeladen werden.

Bewerbungsschluss ist Mittwoch der 31. Januar 2018, 24:00 Uhr.

Der Deutsche Industrie- und Handelskammertag e. V. (DIHK) nimmt die Bewerbungen entgegen und koordiniert das Auswahlverfahren. Die Auswahl für die Auszeichnung erfolgt durch eine Jury, der Expertinnen und Experten aus dem Bundesumweltministerium, dem Umweltbundesamt, der Deutschen Akkreditierungs-und Zulassungsstelle für Umweltgutachter mbH (DAU), dem Umweltgutachterausschuss und dem DIHK angehören.

Den Bewerbungsbogen finden Sie als Download unter  https://www.dihk.de/themenfelder/innovation-und-umwelt/news?m=2017-12-13-emas-umweltmanagement.

Fragen zum Bewerbungsverfahren können Sie über E-Mail emas@dihk.de oder telefonisch 030/20308-2205 an den DIHK richten.

Ihre Ansprechpartner der IHK Nürnberg für Mittelfranken:
Dr. Robert Schmidt (robert.schmidt@nuernberg.ihk.de, 0911 1335-299) und
Stefan Schmidt (stefan.schmidt@nuernberg.ihk.de, 0911 1335-445).

Dafür wurden heute im Bundesanzeiger die aktualisierte Förderrichtlinie Elektromobilität des Bundesministeriums für Verkehr und digitale Infrastruktur (BMVI), und die neue Förderrichtlinie „Elektromobil“ des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit (BMUB) und des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) veröffentlicht.

Mit der aktualisierten Förderrichtlinie Elektromobilität fördert das BMVI die Beschaffung von Elektrofahrzeugen und die dafür erforderliche Ladeinfrastruktur. Das Antrags- und Bewilligungsverfahren wurde vereinfacht und verbessert, so dass die Projekte noch einfacher und schneller umsetzbar sind. Zudem soll das Förderprogramm finanziell aufgestockt werden. Anträge können ab sofort bis 31. Januar 2018 eingereicht werden.

Unterstützt werden kommunale Fahrzeugflotten, z. B. Abfall-Entsorgungsfahrzeuge, und der Öffentliche Personennahverkehr (ÖPNV), z. B. Elektrobusse. Die Beschaffung von Elektrofahrzeugen im Taxigewerbe, bei Car-Sharing-Unternehmen und bei sozialen Kranken- und Pflegediensten wird ebenfalls gefördert. Antragsberechtigt sind neben Kommunen auch Unternehmen der gewerblichen Wirtschaft (z. B. Lieferdienste, Handwerker). Voraussetzung ist, dass die Kommune bestätigt, dass das geplante jeweilige Vorhaben Teil eines kommunalen Elektromobilitätskonzeptes ist.

Die neue gemeinsame Förderrichtlinie von BMUB und BMWi zur Förderung von Forschung und Entwicklung im Bereich der Elektromobilität hat das Ziel, die energie- und klimapolitischen Potenziale der Elektromobilität zu erschließen und gleichzeitig die Wettbewerbsposition deutscher Industriebranchen zu stärken. Erklärende separate Förderaufrufe werden hierzu zeitnah veröffentlicht.

Im Kontext des Sofortprogramms „Saubere Luft 2017–2020“ wird auf Basis dieser Förderrichtlinien die Beschaffung gewerblich genutzter Elektrofahrzeuge (Handwerker, Lieferdienste, Taxen etc.) gefördert, die nicht Teil eines kommunalen Elektromobilitätskonzepts sind. Die zweite Säule ist die Förderung von Projekten, die Ladekomfort, Verfügbarkeit und Auslastung von Ladeinfrastruktur verbessern und mobile Elektroauto-Batterien intelligent an das Stromnetz anbindet, z. B. durch Lastmanagement. Dadurch kann Ladeinfrastruktur im urbanen und ländlichen Raum kurzfristig entstehen, z. B. auf Betriebshöfen, in Parkhäusern, Low Cost Ladeinfrastruktur und Mobile Metering-Ladepunkten. Ein konkretisierender Förderaufruf folgt.

Über das Sofortprogramm „Saubere Luft 2017–2020“

Der Bund hat auf dem zweiten Kommunalgipfel am 28. November 2017 mit dem „Sofortprogramm Saubere Luft“ ein Maßnahmenpaket für bessere Luft in Städten aufgelegt. Für das Sofortprogramm steht ab sofort 1 Milliarde Euro bereit. Gegenstand des Programms sind Maßnahmen für die Elektrifizierung des urbanen Verkehrs und die Errichtung von Ladeinfrastruktur, für die Digitalisierung von Verkehrssystemen sowie zur Nachrüstung von Diesel-Bussen im ÖPNV mit Abgasnachbehandlungssystemen. Alle Maßnahmen sollen bis 2020 Wirkung entfalten. Das Sofortprogramm soll soweit möglich auf Grundlage der bestehenden Förderrichtlinien des Bundes umgesetzt werden. Bestehende Förderprogramme werden finanziell aufgestockt.

Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi)

Gleichzeitig wird jedoch auch die max. Förderhöhe für Unternehmen mit Energiekosten von mehr als 10.000 Euro/a herabgesetzt.

Die Antragsvoraussetzungen (KMU im Sinne der europäischen KMU-Definition aus produzierendem Gewerbe, Dienstleistung, Handel und Handwerk) und das Antrags- sowie Nachweisverfahren bleiben erhalten. Inhaltlich entspricht die Energieberatung weiterhin den Anforderungen an ein Energieaudit nach § 8a des Gesetzes über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen (EDL-G), insbesondere den Anforderungen der DIN EN 16247-1.

Neu ist eine Erweiterung des förderfähigen Beraterkreises. Künftig ist eine Selbsterklärung des Beraters ausreichend, das Unternehmen (den Antragsteller) hersteller-, anbieter-, produkt- und vertriebsneutral zu beraten (Anforderung an die Energieberatung). Der Energieberater darf von einem Unternehmen, das ein wirtschaftliches Interesse an der Umsetzung von empfohlenen Maßnahmen haben kann, keine Provision und auch keinen sonstigen geldwerten Vorteil fordern oder erhalten. Lohnzahlungen, die keinen Zusammenhang zu etwaigen Investitionsentscheidungen aufweisen, sind keine geldwerten Vorteile im vorgenannten Sinne. Diese Änderung des förderfähigen "Beraterbegriffs" wurde mit derselben Begründung auch für die Energieberatung des Bundes für Wohneigentümer („Energieberatung für Wohngebäude“) übernommen.

Im gleichen Zuge wird der Förderhöchstsatz für Unternehmen mit Energiekosten von mehr als 10.000 Euro/a (netto) reduziert. Künftig beträgt die Zuwendung 80 Prozent der förderfähigen Beratungskosten (Netto-Beraterhonorar), jedoch maximal 6.000 Euro (bisher bis zu 8.000 Euro).

Für Unternehmen mit jährlichen Energiekosten von maximal 10.000 Euro (netto) beträgt die Zuwendung 80 Prozent der förderfähigen Beratungskosten (Netto-Beraterhonorar), weiterhin maximal 1.200 Euro.

Die neue Förderrichtlinie und begleitendes Material finden Sie auf den Seiten des BAFA unter www.bafa.de.

Bisher war das Pooling von Regelenergieangeboten durch sog. Aggregatoren in der Praxis eingeschränkt, da es keine Definition der Rechte und Pflichten bei Marktkommunikation und Datenaustausch zwischen Anlagenbetreiber, Lieferant und Aggregator gab. Um diesen Zustand zu beenden, hat die Bundesnetzagentur nun die Aggregatorenrolle geklärt. Nun wird es für große Stromverbraucher leichter, am Regelenergiemarkt teilzunehmen.

Die Bundesnetzagentur sieht keine Notwendigkeit darin, Lieferanten und Aggregator zu einem Vertrag zu zwingen. Vielmehr genügt es, wenn der Aggregator dem Lieferanten sechs Wochen vor der ersten potenziellen Erbringung mitteilt, dass er einen Vertrag mit einem Anlagenbetreiber geschlossen hat. Eine Preisregulierung für die Dienstleistung der Aggregatoren gibt es nicht. Die Behörde vertraut darauf, dass der Markt "angemessene Preise" bilden wird.

Den Beschluss der BNetzA finden Sie unter www.bundesnetzagentur.de.

Trotz oder gerade wegen gescheiterter Jamaika-Sondierungen hat das Bundeskabinett die Netzzugangsverordnung novelliert. Damit wird es den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) nicht mehr möglich sein, die deutsche Preiszone einseitig aufzuteilen.

Die vom Kabinett verabschiedete Änderung finden Sie unter www.bmwi.de.

Sie soll von derzeit gut 80 GW auf bis zu 150 steigen. Das geht aus dem Zwischenfazit der "Leitstudie integrierte Energiewende" hervor. Der Strombedarf soll auf 923 TWh und damit um mehr als ein Drittel steigen.  

Weitere Erkenntnisse aus dem Zwischenfazit:

• Bei der Erreichung der Klimaschutzziele und der Verminderung der CO2-Emissionen auf einen breiten Technologiemix zu setzen, ist volkswirtschaftlich vernünftiger. Die Verengung auf einen hohen Grad von Elektrifizierung ist demnach deutlich teurer.
• Im Klimaschutzplan 2050 hat die Bundesregierung vorgegeben, bis ins Jahr 2050 die THG-Emissionen Deutschlands im Vergleich zu 1990 um 80 bis 95 Prozent zu reduzieren. Würde die Entwicklung der letzten Jahre lediglich fortgesetzt, würde dieses Ziel mit 61 Prozent deutlich verfehlt – es sind also anspruchsvolle Mehranstrengungen in allen Sektoren und Branchen nötig. In diesem Fall hält die dena die Erreichung des vorgegebenen Zielkorridors für möglich. Die Marke von 95 Prozent sei jedoch selbst bei nahezu vollständiger Klimaneutralität der Sektoren Energie, Verkehr und Gebäude mit den derzeit bekannten Technologien nicht zu erreichen. Maximal sind es 91 Prozent.
• Strategische Klarheit seitens der Politik und Planbarkeit für die Wirtschaft seien daher fundamental, insbesondere in Anbetracht langer Innovationszeiträume in der Wirtschaft. Dies betrifft auch den Kohleausstieg: Da bis 2050 die Kohleverstromung aufgrund der bestehenden Vorgaben ohnehin ausgelaufen sei, müsse die Politik nun einen zeitlichen Orientierungsrahmen schaffen, der für Unternehmen und Menschen in den betroffenen Regionen Planbarkeit schafft.
• Darüber hinaus sei jedoch eine „marktwirtschaftlich orientierte Ordnungspolitik“ anstelle staatlicher Planung mit Technologiegeboten und -verboten zu bevorzugen. Der technologische Wettbewerb um die effizienteste Erreichung der Klimaziele sei nicht nur insgesamt kostengünstiger, sondern auch robuster im Hinblick auf mögliche neue Entwicklungen, etwa die fehlende Akzeptanz der Bevölkerung oder neue Innovationen. Die Politik habe indes die wichtige Funktion, die richtigen wirtschaftlichen Anreize zu setzen und insbesondere die Förderung von Forschung und Innovation fortzusetzen bzw. zu intensivieren. In dieser Hinsicht sei insbesondere die Entwicklung von synthetischen Kraftstoffen, Power-to-X-Technologien und Möglichkeiten zur Wiederverwertung von Kohlenstoffemissionen wichtig.
• Bei einer Minderung der CO2-Emissionen um 80 Prozent würde Deutschland bereits rund 8 Prozent des Gesamtenergiebedarfs aus synthetischen Treibstoffen decken müssen. Die Markteinführung solcher Treibstoffe solle daher bereits jetzt unterstützt werden.
• Nach den Berechnungen der dena ist bereits im Fall einer Minderung der Treibhausgase um 80 Prozent bis 2050 ein Zubau erneuerbarer Energien von rund 8 GW netto pro Jahr nötig, was in etwa dem Wert der letzten Jahre gleicht. Entsprechend müssten zwei- bis dreistellige Milliardenbeträge in die Stromnetze investiert werden. Die Stromerzeugung aus EE würde sich gegenüber heute verdrei- oder vervierfachen.

Im Rahmen der groß angelegten Studie kooperiert die dena mit über 50 Unternehmen aus verschiedenen Branchen, darunter regionale Energieversorger, Netzbetreiber und Industrieunternehmen. Ziel ist es, Akteure aus verschiedenen Branchen zusammenzubringen und im bottom-up-Prinzip der Politik realistische Handlungspfade aufzuzeigen, wie die Energiewende über Sektorengrenzen hinweg gelingen kann. Zu Jahresbeginn war das Projekt gestartet.

Das Zwischenfazit soll bis Mitte 2018 der Abschlussbericht folgen und finden Sie unter shop.dena.de.

Das niedrigste bezuschlagte Gebot betrug 4,29, das höchste 5,06 Cent/kWh. Den Zuschlag erhielten 20 Projekte mit kumuliert 222 MW. Die Ausschreibung war erneut mehrfach überzeichnet.

Mit zwölf Zuschlägen gingen die meisten nach Bayern. Alle davon werden auf Ackerflächen in sog. benachteiligten Gebieten errichtet. Bayern ist neben Baden-Württemberg das einzige Bundesland, das diese Flächen geöffnet hat.

Weitere Infos der Bundesnetzagentur finden Sie unter www.bundesnetzagentur.de.

Als Grund wird vielfach die Neuregelung der vermiedenen Netzentgelte angegeben, was zu einer Verlagerung von den Netzentgelten in die EEG-Umlage führt.

Eine Auswertung der vorläufigen Netzentgelte durch den Energiedienstleister ene't ergibt für die unten beispielhaft genannten Verbrauchsfälle von Gewerbebetrieben im bundesweiten Schnitt folgende Reduzierungen der Netzentgelte:

• 40.000 kWh Verbrauch, keine Leistungsmessung: -9,7 Prozent
• 100.000 kWh Verbrauch: -7 Prozent
• 400.000 kWh Verbrauch: -5 Prozent.

Der bundesweite Durchschnitt überdeckt allerdings die regional sehr unterschiedliche Entwicklung. In die Netzentgelte auf der Anschlussebene werden die Netzentgelte der vorgelagerten Netzebenen eingepreist. Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) hatten mit Ausnahme von 50Hertz teils erhebliche Erhöhungen ihrer Netzentgelte angekündigt. Entsprechend sinken die Netzentgelte der Netzbetreiber in der Regelzone von 50Hertz überwiegend, während es insbesondere in den Regelzonen von TransnetBW und Amprion teilweise auch zu Erhöhungen kommt.

Als Grund für die im bundesweiten Durchschnitt sinkenden Netzentgelte wird die Neugestaltung der vermiedenen Netznutzungsentgelte (vNNE) im NEMoG angeführt. Für die Netzentgelte 2018 bereits wirksam ist ein Einfrieren der vNNE auf dem Niveau von 2016 und ein erstes Absinken der vNNE für volatil einspeisende Neuanlagen. Die vNNE für volatil einspeisende Erzeugungsanlagen (Bestand) werden in drei Schritten reduziert, so dass ab 2021 keine vermiedenen Netzentgelte mehr für diese Anlagen gezahlt werden. Für Neuanlagen wird es ab 1. Januar 2018 keine vermiedenen Netzentgelte mehr geben.

Eine echte Entlastung erfolgt mit der Reduzierung und dem späteren Auslaufen der vNNE aber nicht: Da die vNNE in der EEG-Vergütung Berücksichtigung finden, ergibt sich nur eine Kostenverlagerung von den (regionalen) Netzentgelten auf die (bundesweit einheitliche) EEG-Umlage.

Quelle: DIHK - Jakob Flechtner

Der Rückgang für SLP-Kunden beträgt durchschnittlich 4 Prozent und für leistungsgemessene Gewerbebetriebe sogar 6 Prozent. Das zeigt eine Auswertung der Preisblätter von 612 der 712 deutschen Netzbetreiber durch den Informationsdienstleisters ene't. Netzentgelte machen je nach Abnahmefall rund 20 Prozent des Gaspreises aus.

Die größten Rückgänge von mehr als 20 Prozent beim Fall eines SLP-Kunden mit 20 MWh Verbrauch vermeldet ene't für Schleswig-Holstein Netz und Spreegas. Entgelterhöhungen gibt es auch. In rund einem Zehntel der Postorte erhöhen sich die Entgelte um mehr als 10 Prozent.

Prozentuale Veränderungen auch im zweistelligen Bereich lassen die enorme Spreizung der Netzentgelte in Verteilnetzen unberührt: Für den Abnahmefall eines Haushaltes oder kleinen Gewerbebetriebs mit 20 MWh rufen die Stadtwerke Neuenhaus mit 0,74 Ct./kWh das niedrigste angepasste Netzentgelt auf, während die Stadtwerke Havelberg (2,99 Ct./kWh) und E.DIS Netz (2,85 Ct./kWh) an der Spitze bleiben. Die Spreizung nimmt für lastganggemessene Kunden mit größeren Anschlussleistungen allerdings ab.

Die beschriebenen Veränderungen basieren auf den vorläufigen Preisblättern; Änderungen bis zum Jahreswechsel sind nicht ausgeschlossen.

Quelle: DIHK - Till Bullmann

Gespart wird vor allem beim Ausbau der Stromnetze und der Umstellung von Heizungen auf Strom. Prämisse für die Ergebnisse ist eine Senkung der CO₂-Emissionen um 95 Prozent bis 2050.

Die Kostenvorteile des Energiesystems mit Power to Gas (CO₂-neutrales, synthetisches strombasiertes Gas (Wasserstoff oder synthetisches Methan)) ergeben sich gegenüber einem strombasierten System, welches Gas lediglich zur Absicherung der Stromerzeugung verwendet. Ein "all electric"-Szenario sei dagegen nicht darstellbar, da Langfristspeicher fehlen. Neben der Prämisse von 95 Prozent CO₂-Einsparung bis 2050 setzen die Studienautoren rund um Frontier Economics voraus, dass die Energienachfrage nicht eingeschränkt wird. Die Endenergienachfrage sowohl bei der weitgehenden Nutzung von "grünem Gas" als auch im hauptsächlich elektrischen Szenario beträgt dann rund 1.900 TWh (heute rund 2.500 TWh). Allerdings ist der Stromverbrauch im Power-to-Gas-Szenario mit rund 500 TWh halb so groß wie im hauptsächlich elektrischen Szenario. Der Kraftwerkspark erreicht in beiden Modellierungen Dimensionen von mehr als 600 GW.

Die jährlichen Kostenvorteile von 12 Mrd. Euro des Gesamtsystems teilen sich auf Einsparungen bei Endgeräten (Heizungen und Autos: 10 Mrd. Euro) und vermiedenem Stromnetzausbau (6,3 Mrd. Euro) auf. Abzüglich der Mehrkosten für die Stromerzeugung und Umwandlung für Power to Gas von 4,2 Mrd. Euro ergeben sich Einsparungen von 12 Mrd. Euro. Neben den Kosten sieht die Studie weitere Vorteile in der langfristigen Nutzung der Gasnetze: die Vermeidung von Akzeptanzrisiken beim Stromnetzausbau sowie eine höhere Versorgungssicherheit (Import-Option!).

Die Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB Gas) empfehlen aufgrund der Studienergebnisse eine integrierte Planung der Strom- und Gasnetze, einen Mindestanteil von grünem Gas im Wärmemarkt sowie Power-to-Gas-Anlagen als Systemdienstleistungen der Netzbetreiber anzuerkennen. 

Die Studie „Der Wert der Gasinfrastruktur für die Energiewende in Deutschland“ steht bei den Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB) bereit unter www.fnb-gas.de.

Die Kommission empfiehlt, die Energiewendeziele mit einem 2030-Horizont neu zu definieren. In ihrer Einschätzung zur Zielerreichung kommt die Expertenkommission zu folgenden Ergebnissen:

Reduktion der Treibhausgasemissionen: Die angestrebte Senkung der Treibhausgasemissionen bis 2020 um 40 Prozent gegenüber 1990 wird mit großer Wahrscheinlichkeit deutlich verfehlt. Bisher wurde eine Reduktion von 28 Prozent auf rund 906 Mio. t CO₂-Äquivalente erreicht. Allerdings stagnieren sie seit 2009. Für das Jahr 2017 wird eine erneute Zunahme der Treibhausgasemissionen erwartet. Zur Schließung der Lücke wäre für die drei Jahre von 2018 bis 2020 eine jährliche Emissionsreduktion um rund 50 Mio. t CO₂-Äquivalente erforderlich, vier Mal mehr als im Durchschnitt der Jahre 1990 bis 2016. 

Ausstieg aus der Kernenergie: Zielerreichung wahrscheinlich.

Erhöhung des Anteils Erneuerbarer am Bruttoendenergieverbrauch: Wird wahrscheinlich erreicht, allerdings nicht im Verkehr und wahrscheinlich auch nicht im Bereich Wärme.

Reduktion des Primärenergieverbrauchs: Zielerreichung wird verfehlt, Entwicklungen im Bereich der Energieeffizienz bleiben insgesamt unbefriedigend.

Versorgungssicherheit/Ausbau des Übertragungsnetzes: Zielerreichung nicht sichergestellt bzw. deutlich verzögert, was sich in sprunghaft gestiegenen Kosten für Systemdienstleistungen (Redispatch, Einspeisemanagement) widerspiegelt und zu deutlichen Netzentgelterhöhungen führt. Die Versorgungsqualität ist weiter hoch.

Preiswürdigkeit: Trotz Stabilisierung der Belastungen im Strombereich in den letzten Jahren wird die Preiswürdigkeit der Energieversorgung auch mit Blick auf absehbar wieder steigende Umlagen kritisch bewertet. So sind seit 2011 die Elektrizitätsstückkosten in der Industrie um durchschnittlich 5 Prozent gestiegen, während in Europa ein Rückgang um 2 Prozent zu verzeichnen war. Als problematisch werden auch die Verteilungskonflikte in Folge der Energiewende bewertet. Die Preiswürdigkeit im Bereich Wärme und Verkehr ist gegeben. 

Die Expertenkommission schlägt eine Erweiterung des bisherigen Zielhorizonts 2020 auf das Jahr 2030 vor. Davon ausgehend werden folgende Maßnahmen für eine Sicherstellung der Zielerreichung vorgeschlagen:

• Einführung einer allgemeinen CO₂-Bepreisung unter Einbeziehung aller Emissionsquellen, Technologien und Sektoren.
• Weitergehende Stilllegung älterer Braunkohlekraftwerke, über die seit 2016 bestehende Sicherheitsbereitschaft hinaus.
• Ganzheitliche Betrachtung von Effizienz: "Think Efficiency" statt "Efficiency First".
• Entwicklung einer integrierten und verkehrsträgerübergreifenden Strategie für den Verkehr, die neben alternativen Antrieben und Effizienzsteigerungen, Maßnahmen zur Verkehrsvermeidung und -verlagerung und die effiziente Nutzung der vorhandenen Verkehrsinfrastrukturen beinhaltet.
• Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen für den Ausbau der EE-Stromerzeugung: Anstelle regulatorischer Vorschriften wie der Einführung Netzengpassgebieten zur Steuerung des Ausbaus sollte auf marktliche Anreize, z. B. durch die Einführung regional differenzierter Netzanschlussgebühren für Einspeiser, gesetzt werden, um lokale Netzüberlastungen zu vermeiden. Zudem sollte die EE-Förderung so weiterentwickelt werden, dass Betreiber stärker Marktrisiken übernehmen, z. B. durch Einführung einer fixen Marktprämie. In Kombination mit einer CO₂-Bepreisung sieht die Expertenkommission die Möglichkeit, die Förderung vollständig wegfallen zu lassen. 
• Entwicklung von Leitlinien für Netzeingriffe, um die Instrumente der Systemstabilisierung der Kostenoptimierung zu unterziehen. Dazu gehört nach Einschätzung der Expertenkommission auch die zeitliche und regionale Dynamisierung von Netzentgelten.

Die Studie finden Sie unter www.ensys.tu-berlin.de.

Wichtige Ergebnisse:

• Stromerzeugung stabil: Die Nettostromerzeugung in Deutschland stieg im Jahr 2016 leicht um 6 TWh auf 600,3 TWh.
• Gas im Strommarkt im Aufwind: Zum ersten Mal seit einigen Jahren stieg die Stromerzeugung aus Gas an und dies gleich um 38 Prozent. Die Nettostromerzeugung stieg um 6 TWh auf 66,9 TWh.
• Installierte Erzeugungskapazität steigt weiter: Gegenüber 2015 stieg die installierte Leistung aller Stromerzeugungsanlagen um 7 GW auf 212 GW an. Erneuerbare Energien erreichten mit 104,5 GW knapp 50 Prozent. Ihre Leistung stieg im Jahresvergleich um 6,7 GW. Auch die installierte Leistung nicht erneuerbarer Energieträger nahm 2016 leicht zu (0,4 GW), insbesondere aufgrund der Inbetriebnahme neuer Gaskraftwerke.
• Stromendkundenpreise gestiegen: Zum 1. April 2017 mussten Gewerbekunden 21,7 Cent/kWh bezahlen (+0,5 Cent gegenüber 2015) und Industriekunden 14,9 Cent/kWh (+0,69 Cent/kWh).
• Gasendkundenpreise gesunken: Zum 1. April 2017 mussten Gewerbekunden 4,5 Cent/kWh bezahlen (-0,22 Cent gegenüber 2015) und Industriekunden 2,69 Cent/kWh (-0,08 Cent/kWh).
• Netzentgelte ziehen an: Im Bereich der Gewerbekunden sind die Netzentgelte um fast sechs Prozent auf 6,19 ct/kWh gestiegen. Bei Kunden, die einen Energieverbrauch von 24 GWh pro Jahr (Industriekunden) aufweisen, sind die Netzentgelte um gut zehn Prozent auf 2,26 ct/ kWh angestiegen.
• Die durchschnittlichen Stromgroßhandelspreise sind 2016 um 8 Prozent gesunken und erreichten 28,98 Euro/MWh – niedrigster Wert seit 2007. Terminkontrakte (Phelix-Base-Year-Future) für das Folgejahr notierten mit 26,58 Euro/MWh im Durchschnitt um rund 14 Prozent niedriger.
• Das Bundeskartellamt geht davon aus, dass auf den beiden größten Stromeinzelhandelsmärkten inzwischen kein Anbieter mehr marktbeherrschend ist.
• Der Stromaußenhandelsüberschuss stieg um 1 TWh auf 52 TWh.
• Es wurde mehr Gas ein- und ausgeführt. Die Importmenge ist von 1.537 TWh auf 1.626 TWh um rund sechs Prozent gestiegen. Auch der Export stieg um drei Prozent an auf 770 TWh.
• Die wichtigsten Bezugsquellen für nach Deutschland geliefertes Gas sind nach wie vor Russland mit 28 Prozent sowie Norwegen (19 Prozent) und die Niederlande (16 Prozent). Die Exporte flossen nach Tschechien (46 Prozent), in die Niederlande (18 Prozent) sowie in die Schweiz (12 Prozent).

Sie finden den Monitoringbericht unter www.bundesnetzagentur.de.

Aufgrund der vielen Zuschläge an Bürgerenergiegesellschaften sah sich die Behörde nun gezwungen, den Höchstwert für einen Standort mit 100 Prozent auf 6,3 Cent/kWh festzusetzen. Ansonsten wäre der Höchstwert nach den Regeln des EEG auf 5 Cent/kWh abgesenkt worden. Der Höchstwert gilt für alle Ausschreibungsrunden 2018.

Quelle: DIHK - Dr. Sebastian Bolay

Daraus ist festzuhalten:

1. Die Marktmenge für an den dualen Systemen beteiligungspflichtigen Verkaufsverpackungen wird mit rund 2,5 Mio. t angegeben. Das Delta zwischen den Meldungen aus der VE-Zwischenbilanz und der Gemeinsamen Stelle wird mit rund 100.000 t angegeben.
2. Der Nichtbeteiligungsgrad an den dualen Systemen beträgt insgesamt rund 2,3 Mio. t, vor allem bei den PPK-Verpackungen (45 Prozent) und den Leichtstoffverpackungen (34 Prozent).
3. Ursachen der Nichtbeteiligung sind demnach vor allem die „Schnittstellen“; d. h. die mit den Anfallstellen bezogene Abgrenzung von §-6-Verpackungen gegenüber §-4-Verpackungen und §-7-Verpackungen; „Kleinstinverkehrbringer“; wobei unterstellt wird, dass Kleinst- und Großinverkehrbringer vergleichbare Beteiligungsgrade aufweisen; allerdings wird insgesamt die Datenlage zur Marktbedeutung von Kleinstinverkehrbringern als schlecht eingeschätzt; die „Verweigerung“ insbesondere aus dem Versandhandel.
4. Die Strukturen der Nichtbeteiligung werden detailliert aufgelistet, unterteilt nach Branchen, Anfallstellen, Vertriebswegen und Importen.
5. Die Verantwortlichkeit der Nichtbeteiligung wird Nicht/Teillizenzieren, vorgeschalteten Unternehmen, der Systemprüfung und der Mitverantwortung von Lizenzmaklern und dualen Systemen zugeordnet.

Quelle: DIHK - Dr. Armin Rockholz

Die Kehrseite: Emissionen würden ins europäische Ausland verlagert, Deutschland würde zum Nettostromimporteur und die Großhandelsstrompreise würden mindestens um ein Viertel steigen.

Die Analyse von Energy Brainpool untersucht einerseits die Auswirkungen einer rein nationalen CO₂-Steuer ohne europäische Flankierung, andererseits einen europäischen Mindestpreis auf CO₂-Zertifikate im ETS-Handel unterstützt durch eine nationale CO₂-Steuer sowie einen erhöhten Zubau erneuerbarer Energien. Zudem werden die voraussichtlichen Steuereinnahmen, abhängig von der Höhe der CO₂-Steuer, berechnet.

Die erste Variante, eine rein nationale CO₂-Steuer, verspricht einen rapiden Rückgang der Kohlenstoffdioxidemissionen. Bereits bis 2020 würden die CO₂-Emissionen im Stromsektor in Deutschland von heute 307 Mt. auf einen Wert zwischen 197 Mt. (bei einem CO₂-Preis von 20 Euro/t) bis zu 102 Mt. (CO₂-Preis von 75 Euro/t) sinken. Die deutschen Klimaziele von 2020 würden damit in jedem Fall eingehalten. Aufgrund des Ausstiegs aus der Kernenergie würden die Emissionen bei gleichbleibenden Preisen bis 2025 jedoch wieder steigen. Gleichwohl stehen dem einige „unerwünschte Nebenwirkungen“ gegenüber: Der Großhandelsstrompreis würde bis 2020 zwischen 25 und 100 Prozent steigen, bis 2025 noch deutlich mehr. Zudem würde Deutschland vom Nettostromexporteur zum -importeur werden und gleichzeitig die im Inland vermiedenen CO₂-Emissionen ins europäische Ausland verlagert.

In der zweiten Variante würde ein bis 2020 um knapp 16 GW erhöhter Zubau Erneuerbarer die Importabhängigkeit kompensieren. Gleichzeitig würde ein europaweiter Mindestpreis auf CO₂-Zertifikate dafür sorgen, dass sich der Verlagerungseffekt von Emissionen in andere europäische Länder verringert. Ohne flankierende nationale CO₂-Steuer müsste der europaweite Mindestpreis jedoch sehr hoch sein, um die Klimaziele bis 2020 noch zu erreichen. Das Senkungspotenzial der Emissionen dieser Variante ist folglich geringer als bei einer rein nationalen CO₂-Steuer, trotzdem würde der Großhandelsstrompreis höher steigen als bei einem nationalen CO₂-Preis von 20 Euro/t. In diesem Fall wären es 38 Euro/MWh, statt 34 Euro/MWh bei rein nationaler Bepreisung im Jahr 2020. Bis 2025 würden die Großhandelspreise auf 53 Euro/MWh, statt 51 Euro/MWh bei rein nationaler Bepreisung, steigen. Im Gegenzug würde die EEG-Umlage aufgrund des höheren Vermarktungswertes erneuerbarer Energien sinken. Die Studie enthält dazu allerdings keine Zahlen.

Als Möglichkeit zur Lösung des Problems schnell und stark steigender Strompreise schlagen die Autoren vor, die Stromsteuer teilweise durch die CO₂-Steuer zu ersetzen. Die Studie kann unter www.bee-ev.de heruntergeladen werden.

Eine Studie der dena kommt zum Ergebnis, dass für die Erreichung eines fast treibhausgasneutralen Verkehrssektors 2050 synthetische Kraftstoffe eine zentrale Bedeutung haben werden. Diese Kraftstoffe (E-Fuels) werden per chemischer Verfahren mit Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt.

Selbst wenn sich batterieelektrische Fahrzeuge in der Masse stark durchsetzen, werden in Europa 70 Prozent des Energiebedarfs im Verkehr über E-Fuels gedeckt, so die im Auftrag des VDA erstellte Studie. Im Kern wird die Energiewende im Verkehr bis 2050 nicht allein mit direktelektrischen Antrieben zu schaffen sein. Das Szenario geht von einer Treibhausgasminderung von 95 Prozent gegenüber 1990 aus.

Die strombasierten Kraftstoffe oder E-Fuels werden in erster Linie benötigt werden, um Schiffe, Flugzeuge und LKW anzutreiben für die aktuell keine direktelektrischen Antriebssysteme zur Verfügung stehen. Zudem bieten sie die Möglichkeit, konventioneller Verbrennerfahrzeuge mit CO₂-armen Kraftstoffen zu betanken und damit stärkere CO₂-Minderungen auch im Fahrzeugbestand zu erzielen. Dies sei auch vor dem Hintergrund der EU-2030-Klimaschutzziele notwendig. Für die Nutzung des Potenzials sieht die Studie die Notwendigkeit eines erheblichen Ausbaus erneuerbarer Stromerzeugungskapazitäten in Europa.

Dem Vorteil der guten Speicherbarkeit flüssiger und gasförmiger Kraftstoffe stehen die hohen Kosten synthetischer Kraftstoffe gegenüber. In der aktuellen Entwicklungsphase werden die Kosten mit 4,5 Euro je Liter Dieseläquivalent beziffert. Eine Reduktion auf rund 1 Euro je Liter sei unter Nutzung von importierten E-Fuels möglich. Eine weitere Studie von Prognos im Auftrag des Mineralölwirtschaftsverbands rechnet bei den langfristigen Kosten mit ähnlichen Größenordnungen.

Die Studie der dena und der Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH ist verfügbar unter www.dena.de.

Anders als das Europaparlament haben sich die Regierungen gegen eine Verschärfung der Ziele ausgesprochen und den Kommissionsvorschlag in seinen Grundlinien beibehalten.

Die Umweltminister haben einstimmig beschlossen, die von der Europäischen Kommission vorgeschlagene Methode zur Berechnung der jährlichen Emissionsbudgets der einzelnen Mitgliedsstaaten in der sogenannten Lastenteilung-Verordnung ("effort sharing") beizubehalten. Die lineare Verlaufskurve für die Kalkulation der Jahresobergrenzen soll so im Jahr 2020 beginnen. Zur Berechnung der Ausgangsniveaus sollen laut Ratsbeschluss entsprechend des Kommissionsvorschlags die durchschnittlichen Emissionen in den Jahren 2016 bis 2018 genutzt werden. 

Das Parlament fordert einen früheren Startpunkt für die Verlaufskurve (2018). Zudem fordern die Parlamentarier die aktuell geltenden Zielwerte für das Jahr 2020 als Ausgangsniveau heranzuziehen, wenn diese unter den Durchschnittsemissionen der Jahre 2016 bis 2018 liegen. Beide Änderungen würden dazu führen, dass die Staaten stärkere Klimaschutzanstrengungen in den Sektoren Transport, Landwirtschaft, Gebäude und Abfälle unternehmen müssten. 

Auch Deutschland schlug in einer Kompromissvorlage ein ähnliches System vor, konnte im Rat aber keine Mehrheit dafür finden. In den nun anstehenden Trilogverhandlungen mit dem Parlament wird diese Frage erneut aufgegriffen werden. Der deutsche Umweltstaatssekretär Jochen Flasbarth äußerte nach der Ratssitzung die Hoffnung, dass hierbei ein früherer Startpunkt doch noch beschlossen werde.

Die von der Kommission vorgeschlagenen Flexibilitäten für die Zielerreichung wurden vom Rat fast unverändert übernommen. Das Parlament trägt diese ebenfalls mit.

Eine spezielle Reserve ("Sicherheitsreserve") mit 115 Millionen Emissionszuweisungen soll zudem für ärmere Staaten geschaffen werden, die im Zeitraum 2013 - 2020 ihre Ziele übererfüllen und gleichzeitig Schwierigkeiten haben könnten, ihre 2030-Ziele zu erreichen. Einige Staaten wie Polen, Italien und Spanien hatten eine Ausweitung des Volumens der Reserve gefordert. Deutschland hat sich gemeinsam mit Großbritannien dagegen ausgesprochen und sogar eine Reduzierung gefordert, um die klimapolitische Ambition der Verordnung nicht zu schmälern. Die Sicherheitsreserve stünde ab dem Jahr 2032 zur Verfügung, insofern die EU ihr Emissionsreduktionsziel für 2030 erreicht hat. Sie könnte nur von berechtigten Mitgliedsstaaten genutzt werden, die alle anderen Flexibilitätsmechanismen bereits vollumfänglich genutzt haben. 

Ein ähnlicher Mechanismus ("Reserve für frühzeitige Maßnahmen") wird auch vom Parlament unterstützt, wenn auch mit einem begrenzteren Volumen von 90 Millionen Emissionszuweisungen. 

Auch hinsichtlich der Einbeziehung der Emissionen und des Abbaus von Treibhausgasen aus Landnutzung, Landnutzungsänderungen und Forstwirtschaft ("LULUCF") konnten die Umweltminister gegen die Stimmen von Kroatien und Polen eine Verhandlungsposition verabschieden. Der Kommissionsvorschlag wurde in seinen Grundzügen beibehalten. Die wichtigste Ergänzung ist ein Kompensationsmechanismus, der Ländern mit einer großen Waldwirtschaft wie Finnland mit insgesamt bis zu 360 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente die Zielerreichung erleichtert. 

Dieser neue Flexibilitätsmechanismus darf aber nur genutzt werden, wenn zuvor alle anderen Flexibilitätsoptionen voll ausgeschöpft wurden. Zudem muss die EU insgesamt auch das Ziel erreichen, dass durch die Waldbewirtschaftung und Landnutzung nicht mehr Emissionen erzeugt, als in Senken gespeichert werden ("No-Debit"-Regel). Ein Handel mit den Kompensationsmengen ist nicht gestattet. Finnland wurde darüber hinaus eine einmalige Sonderzuweisung von 10 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente zugestanden. 

Umstritten waren auf Expertenebene auch die Referenzwerte für die Wälder. Diese sollen laut Ratsbeschluss nun auf Grundlage der historischen Werte zwischen 2000 und 2009 berechnet werden. Die Kommission hatte 1990 bis 2009 vorgeschlagen. Die Referenzwerte helfen bei der Feststellung, wieviel Emissionen Länder durch die Waldbewirtschaftung verursacht oder vermieden haben. Der Rat hat sich auch für eine stärkere Beteiligung mitgliedsstaatlicher Experten an der Festlegung der Referenzwerte ausgesprochen. 

Die erste informelle Verhandlung mit dem Parlament ist am 19. Oktober vorgesehen. Das ambitionierte Ziel der estnischen Ratspräsidentschaft ist es, bis Ende des Jahres zu einer Einigung zu kommen. 

Hintergrund 

Lastenteilung: Der Verordnungsvorschlag der Europäischen Kommission zur "Lastenteilung" wurde im Juli 2016 veröffentlicht. Er legt fest, wie hoch die Treibhausgasemissionen eines jeden Landes in den Sektoren Transport, Landwirtschaft, Gebäude und Abfälle in der Periode 2021 - 2030 sein dürfen. Die EU hat sich das Ziel gesetzt, diese bis 2030 um 30 Prozent (gegenüber dem Stand von 2005) zu senken. Deutschland muss seine Emissionen in den Nicht-ETS Sektoren um 38 Prozent senken. 

"LULUCF": Der Verordnungsvorschlag über die Einbeziehung der Emissionen und des Abbaus von Treibhausgasen aus Landnutzung, Landnutzungsänderungen und Forstwirtschaft (LULUCF) in den Rahmen für die Klima- und Energiepolitik bis 2030 zielt darauf ab, LULUCF stärker in die europäische Klimapolitik einzubeziehen. Die Mitgliedsstaaten sollen vor allem sicherstellen, dass sich Emissionen und Senken (Absorption von Treibhausgasen durch Wälder und Grünflächen) zumindest die Waage halten ("No-Debit"-Regel). Hierzu werden neue Aufzeichnungs- und Verrechnungsmethoden festgelegt. Zudem können Mitgliedsstaaten durch LULUCF vermiedene Emissionen unter bestimmten Bedingungen zur Erreichung ihrer in der Lastenteilung-Verordnung festgelegten Zielen nutzen.

Quelle: DIHK - Julian Schorpp

Dazu gehören neue Zielvorgaben für den CO₂-Ausstoß von Pkws und leichten Nutzfahrzeugen für die Jahre nach 2021.

Der Vorschlag der EU-Kommission schlägt vor, den CO₂-Ausstoß der Neuwagenflotten bis 2025 um 15 Prozent und bis 2030 um 30 Prozent zu senken, im Vergleich zu 2021. Basis ist ein CO₂- Grenzwert von 95g/km, welcher einem Flottendurchschnittsverbrauch von 3,6 Liter Diesel (4,1 Liter Benzin) entspricht. Das harte Zwischenziel einer Senkung um 15 Prozent bis 2025 ist kritisch zu sehen. Die Vorgabe unterstellt einen linearen Markthochlauf bzw. Emissionsrückgang bei den Flotten durch emissionsarme Antriebe. Ein solcher Verlauf ist jedoch nicht typisch, so dass ein hartes Zwischenziel eine Verschärfung der Zielvorgaben bedeutet.

Wichtig ist, dass Technologieneutralität und -offenheit gegeben sind, damit auch Verbrennungsmotoren langfristig einen Beitrag zur CO₂-Reduktion leisten können. Zu kritisieren ist, dass der Vorschlag große Unsicherheit erzeugt: Schließlich wird ab 2021 eine CO₂-Messmethode eingeführt (Umstellung von NEFZ auf WLTP), die am Ende zu einer deutlichen Verschärfung für die Automobilhersteller führen kann. Welche Auswirkungen für die Industrie damit verbunden sind, ist bisher unklar. Um Planbarkeit für Investitionen in umweltfreundliche Technologien herzustellen, sollte daher möglichst bald Rechtssicherheit geschaffen werden.

Bis 2021 werden die Pkws weiterhin mit dem alten Messverfahren (NEFZ) getestet. Ab 2021 wird dann das neue - Worldwide Harmonized Light Vehicles Test Procedure (WLTP) - Messsystem angewendet. Hersteller, deren Fahrzeuge während der Konformitätsprüfungen im Betrieb durchfallen, müssen für jedes betroffene Fahrzeug 95 € pro Gramm über den offiziellen Emissionen Strafe zahlen – und zwar pro Auto.

Auf eine Quote für Elektroautos hat die EU-Kommission verzichtet. Jedoch sollen Autohersteller, die die ambitionierten Zielvorgaben für den Anteil emissionsarmer Fahrzeuge an der jährlichen Produktion überschreiten, mit Nachlässen belohnt werden. Außerdem sollen Personenkraftwagen, die bei der Berechnung weniger als 50 g CO₂/km ausstoßen, beispielsweise im Jahr 2020 als 2 Pkws gerechnet werden.

Quelle: DIHK -  Lina Matulovic

Die zweiwöchigen Verhandlungen bei der 23. Weltklimakonferenz (COP23) in Bonn haben es den Vertragsstaaten ermöglicht, die Grundlagen für wichtige Entscheidungen zu den Umsetzungsregeln des Pariser Klimaabkommens zu erarbeiten. Diese sollen entsprechend des vor zwei Jahren in Paris festgelegten Zeitplans bei der 24. COP in der polnischen Industriestadt Katowice Ende 2018 gefällt werden.

Die in Bonn verfassten Entscheidungsvorlagen tragen die oft noch gegensätzlichen Positionen der Staaten zusammen. Bis zur COP in Polen müssen diese nun strukturiert und erste Vorentscheidungen zu technischen Fragen getroffen werden. Um dieses enorme Arbeitspensum bewältigen zu können, haben die Delegierten auch beschlossen, eine zusätzliche Verhandlungsrunde im Frühjahr 2018 einzuberufen.

Von besonderer Bedeutung für die effektive Umsetzung des Pariser Klimaabkommens sind die Regeln zur Messung, Berichterstattung und Überprüfung von Emissionsminderungen. In den Verhandlungen hat sich jedoch erneut gezeigt, dass gerade einige Schwellenländer eine Gleichbehandlung mit Industriestaaten weiter ablehnen und „Flexibilität“ einfordern.

Dies bedauert der DIHK, der sich vor Beginn der Konferenz für weltweit einheitliche Standards ausgesprochen hat. Nur so kann sichergestellt werden, dass alle Staaten ihre selbst festgelegten Klimaschutzbeiträge auch tatsächlich liefern. Die EU und Deutschland sollten deshalb in Zukunft weiter darauf pochen, gleiche Regeln für alle festzulegen. Gleichzeitig werden die Staaten, die neuen Pflichten unterliegen, beim Aufbau der notwendigen institutionellen Kapazitäten unterstützt.

Geeinigt haben sich die Delegierten in Bonn auch auf den sogenannten „Talanoa-Dialog“. Dieser im Januar 2018 beginnende Diskussionsprozess soll den Staaten unter anderem helfen auszuloten, inwiefern sie ihre Klimaschutzanstrengungen intensivieren können – womöglich auch noch bevor das Pariser Abkommen im Jahr 2020 das bisherige, auf dem Kyoto-Protokoll basierende internationale Klimaregime ablöst.

Quelle: DIHK - Julian Schorpp

Dies entspricht dem heutigen kumulierten Energieverbrauch Chinas und Indiens. 40 Prozent der Zunahme des Primärenergiebedarfs werden bis 2040 von erneuerbaren Energien gedeckt.

Weitere zentrale Ergebnisse des Energie Outlooks:

• Bis 2040 wird die Kapazität von Kohlekraftwerken um 400 GW wachsen. Die Zuwachsrate wird aber immer weiter abflachen.
• Der Erdgasverbrauch wird um 45 Prozent zulegen. Treiber ist weniger der Stromsektor, sondern vielmehr der industrielle Einsatz.
• 2040 werden 40 Prozent der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen stammen. PV wird die größte installierte Leistung aufweisen.
• In der EU wird der Anteil der Erneuerbaren im Stromsektor auf 80 Prozent steigen. Wind wird die größte Erzeugungsquelle in den 2030er-Jahren werden.  
• Der Anteil direkt eingesetzter erneuerbarer Energien im Wärme- und Verkehrssektor wird von 9 auf 16 Prozent zulegen.
• Die Bedeutung von Strom wird wachsen: 40 Prozent des zusätzlichen Energieverbrauchs sind Stromanwendungen.
• In 23 Jahren soll es 280 Mio. E-Autos weltweit geben, heute sind es 2 Mio.
• In den späten 2020er-Jahren werden die USA neben einem Nettoexporteur für Gas auch Nettoexporteur für Öl werden.
• CO2-Emissionen werden weiter zunehmen, abseits des Stromsektors. Allerdings wird der Anstieg weniger stark ausfallen, als noch letztes Jahr angenommen (35,7 Gigatonnen vs. 36,3 Gigatonnen. 2016: 32 Gigatonnen).

Weitere Informationen erhalten Sie von der International Energy Agency unter www.iea.org.

Der Industrieausschuss des Europäischen Parlaments hat am 28. November seine Position zur Reform der Erneuerbare-Energien-Richtlinie verabschiedet. Die Abgeordneten fordern, dass erneuerbare Energien bis 2030 35 Prozent des Endenergieverbrauchs in der EU abdecken.

Jeder Mitgliedstaat soll sich zudem selbst ein nationales und dann ebenfalls verbindliches Ziel setzen. Für den Fall, dass die nationalen Ziele in ihrer Summe die Erreichung des EU-Ziels nicht sicherstellen, soll anhand einer in die Richtlinie aufgenommenen Formel ein Mindestbeitrag für jeden Mitgliedstaat berechnet werden. Staaten, die diesen Richtwert nicht erreichen, müssen ihr Ziel nachbessern.

Die Regeln zur Ausgestaltung der Fördersysteme wurden von den Abgeordneten teilweise abgeändert und teilweise präzisiert. Die Parlamentarier legen unter anderem fest, dass Ausschreibungen unter bestimmten Bedingungen technologiespezifisch sein dürfen. Zudem sollen bei Ausschreibungen die Besonderheiten von Energiegemeinschaften und Eigenverbrauchern berücksichtigt werden, um diesen gleiche Wettbewerbschancen zu garantieren. Von der Kommission wird verlangt, dass diese ihre aktuell geltenden Beihilferichtlinien entsprechend anpasst.

Die von der Kommission vorgeschlagene verpflichtende Öffnung der Fördersysteme für ausländische Anbieter wurde eingeschränkt. Die Staaten werden schließlich verpflichtet, Anstrengungen zu unternehmen, um den Anteil erneuerbarer Energien im Wärme- und Kältesektor im Zeitraum 2021-2030 jedes Jahr um zwei Prozentpunkte zu steigern. Die Europäische Kommission schlug eine Steigerung um einen Prozentpunkt vor.

Der DIHK beurteilt vor allem die Abkehr von einer Zielverpflichtung für den Wärme- und Kältesektor positiv, auch wenn das indikative Ziel von 2-Prozent-Punkten weiter unrealistisch erscheint. Die Aufnahme von präziseren Regeln zu den Förderbedingungen in die Richtlinie birgt das Potenzial, bei Investoren für mehr Rechtssicherheit zu sorgen. Grundsätzliches Ziel der EU-Regeln sollte weiterhin die Marktintegration der erneuerbaren Energien sein.

Quelle: DIHK - Julian Schorpp

Deutschland ist zumindest vorerst davon nicht betroffen, da hier die festgelegten Grenzen bereits gelten.

Die 2015 in Kraft getretene Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (Netzkodex "CACM") sieht vor, dass die nominierten Strommarktbetreiber (NEMOs) den Regulierungsbehörden der EU-Staaten Vorschläge für die Harmonisierung der Höchst- und Mindestclearingpreise im Rahmen der Intraday- und Day-Ahead-Marktkopplung unterbreiten. Dies ist im Februar 2017 geschehen. Die nationalen Regulierungsbehörden konnten sich im Anschluss jedoch nicht auf eine gemeinsame Position einigen und haben ACER um eine Entscheidung ersucht. 

Letztere ist nun am 14. November getroffen worden. 

• Die Grenzen für den Day-Ahead-Markt wurden auf -5oo Euro/MWh (Mindestpreis) und 3000 Euro/MWh (Höchstpreis) festgelegt. 
• Für den Intraday-Markt beläuft sich der Mindestpreis auf -9999 Euro/MWh und der Höchstpreis auf 9999 Euro/MWh. 

Für den deutschen Day-Ahead und Intraday-Markt ergibt sich nach DIHK-Einschätzung zunächst kein Änderungsbedarf, da genau diese technischen Preisgrenzen heute bereits an der Strombörse Anwendung finden. 

Darüberhinaus hat die Agentur entschieden, einen Anpassungsmechanismus einzuführen, so dass der  "Value of lost load" bei der Preisbildung besser berücksichtigt wird. Konkret sieht dieser vor, dass die Preisobergrenze erhöht wird, sobald der Clearingpreis in einer oder mehreren Gebotszonen 60 % des Höchstpreises erreicht hat. Verhindert werden soll damit, dass die freie Preisbildung durch die Festsetzung technischer Grenzen gestört wird. Dies könnte somit auch die deutschen Spotmärkte treffen. Bisher wurden die technischen Preisgrenzen jedoch noch nie erreicht. Mit steigender Erneuerbaren-Energien-Einspeisung, einer aktiveren Rolle der Endverbraucher auf den Märkten und weniger Grundlastkraftwerken könnte sich dies in Zukunft ändern.  

Vermieden werden soll auch, dass der Höchstclearingpreis für den Day-Ahead-Markt nach einer Anpassung den Höchstclearingpreis für den Intraday-Markt übersteigt. In solch einem Fall ist vorgesehen, dass der letztere durch eine Erhöhung automatisch angeglichen wird.  

Der DIHK hat sich im September an der ACER-Konsultation beteiligt und die Einführung des Anpassungsmechanismus unterstützt.

Die Marktbetreiber müssen die neuen Regeln einhalten, sobald sie den im Netzkodex "CACM" vorgesehenen Marktkopplungsbetreiber-Plan umgesetzt haben.

Die Detailregelungen finden Sie unter www.acer.europa.eu.

Nach Berechnungen von ACER und CEER wurde so im Jahr 2016 weniger als die Hälfte des eigentlich bestehenden Potenzials genutzt. Dies liegt ihrer Ansicht nach vor allem daran, dass viele Länder den grenzüberschreitenden Handel einschränken, um auf interne Netzengpässe zu reagieren. Auch die mangelnde Koordinierung zwischen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) wird von ACER und CEER als Grund aufgeführt. 

Explizit verweist der Bericht hierbei auf Deutschland. So wird angegeben, dass 77 Prozent der in der gekoppelten Region "Zentralwesteuropa" (CWE) festgestellten Engpässe deutsche Höchstspannungsleitungen (auch grenzüberschreitend) betreffen. 62 Prozent seien sogar auf ausschließlich innerhalb Deutschlands verlaufende Leitungen zurückzuführen. Auch die Monopolkommission hat in ihrem kürzlich veröffentlichten Sondergutachten zum Energiesektor bemängelt, dass es in den Jahren 2015 und 2016 keine Fortschritte bei der Integration des deutschen Marktes in den europäischen Binnenmarkt gegeben habe.

Die von den Netzbetreibern ergriffenen Maßnahmen zur Bereitstellung eines ausreichenden Niveaus an Kapazität für den grenzüberschreitenden Handel wie Redispatch und Countertrading sind im Jahr 2016 im Vergleich zum Vorjahr zurückgegangen. 

ACER und CEER sehen diese Entwicklungen als ernste Bedrohungen für die Integration des europäischen Strombinnenmarkts. Um gegenzusteuern, fordern beide Organisationen die Umsetzung der Acer-Empfehlung 02/2016. Diese verlangt von den ÜNB, in ihren Methodologien zur Berechnung der grenzüberschreitenden Kapazitäten eine Einschränkung des grenzüberschreitenden Handels nur in absoluten Ausnahmefällen vorzusehen, d. h. wenn alle anderen alternativen Maßnahmen zur Sicherstellung des sicheren Netzbetriebs nicht mehr genügen. Sollten Maßnahmen wie Redispatch und Countertrading nicht ausreichen, um genügend Kapazität für den Stromhandel sicherzustellen, empfiehlt ACER, dringend eine Neukonfiguration der Gebotszonen in Angriff zu nehmen. Den Mitgliedsstaaten wird geraten, ein verbindliches Ziel für die Verfügbarkeit von bestehender und zukünftiger grenzüberschreitender Übertragungskapazität (für den Handel) festzulegen. 

Kritisiert wird von ACER und CEER auch, dass viele europäische Länder bei der Bedarfsberechnung für nationale Kapazitätsmechanismen die verfügbaren grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten (Grenzkuppelstellen) nicht ausreichend oder gar nicht berücksichtigen. Deutschland wird vorgeworfen, diese zur Zeit gar nicht mit einzuberechnen. 

Quelle: DIHK - Julian Schorpp

Die Mitgliedstaaten haben in einem Expertenausschuss am 30. November einer Änderung der Verordnung zur Festlegung eines Unionsregisters zugestimmt. Diese bewirkt, dass britische CO2-Zertifikate ab dem 1. Januar 2018 mit einem Ländercode versehen werden und anschließend nicht mehr zur Verpflichtungserfüllung genutzt werden können.

Dadurch soll auf die Tatsache reagiert werden, dass für britische Unternehmen im Falle eines „hard Brexit“ keine Verpflichtung mehr bestände, zur Deckung der Emissionen aus dem Jahr 2018 im Folgejahr Zertifikate abzugeben. Die nicht mehr benötigten Emissionsrechte könnten daher an andere europäische Unternehmen verkauft werden.

Die veränderte Verordnung sieht nun zwei Wege für Großbritannien vor, wie die Sonderbehandlung von britischen Zertifikaten doch noch vermieden werden kann: Entweder London garantiert, dass auch nach dem 30. April 2019 weiterhin EU-Recht Anwendung findet oder es stellt gegenüber der Kommission und den EU-Mitgliedstaaten hinreichend sicher, dass emissionshandelspflichtige Unternehmen bis spätestens zum 15. März 2019 - d. h. noch vor einem potenziellen harten Brexit - ihre Zertifikate zur Verpflichtungserfüllung einreichen.

Das Vereinigte Königreich informierte die Kommission bereits über ihre Absicht, die Einreichungsfrist von Zertifikaten durch eine gesetzliche Änderung auf den 15. März 2019 vorzuziehen.

Die Änderung der Verordnung zur Festlegung eines Unionsregisters wird nun dem Europäischen Parlament und Rat zur Prüfung unterbreitet. Sollte sich keiner der beiden Gesetzgeber gegen die Regelung aussprechen, wird diese ab Januar 2018 für alle EU-Mitgliedstaaten verbindlich sein.

Quelle: DIHK - Julian Schorpp

Dieser soll bis zum 3. Quartal 2019 abgeschlossen werden und ggf. in eine Revision der WRRL münden. Der DIHK plant, der Kommission erste Schwerpunkte zur Revision zu nennen. 

Die europäische Wasserrahmenrichtlinie sowie ihre Tochterrichtlinien (Grundwasserrichtlinie (2006/118 / EG) und Umweltqualitätsnormen (2008/105 / EG) sollen bis zum Jahr 2019 überprüft und ggf. geändert werden. Dazu hat die EU-Kommission nun den Fahrplan für einen Fitness-Check veröffentlicht. Kern der Evaluation sollen umfangreiche Konsultationen mit relevanten Stakeholdern sein, die eine Online-Konsultation im 1. Halbjahr 2018 einschließen.

Der DIHK hat die Möglichkeit, innerhalb einer vierwöchigen Frist ein kurzes Feedback zur Roadmap abzugeben. Zur Konsultation im ersten Halbjahr 2018 plant der DIHK, detailliertere Positionen der Wirtschaft einzubringen. Da der Fahrplan sehr allgemein gehalten ist, möchte der DIHK die EU-Kommission im ersten Feedback auf folgende Schwerpunkte hinweisen: Die Zielerreichung der Bewirtschaftung, Maßnahmen der Bewirtschaftungsplanung, Rechtsunsicherheiten in vielen Fragen der Gewässerbenutzung, das Kostendeckungsprinzip wie beispielsweise uneinheitliche und nicht verursachergerechte Wasserentnahmeentgelte in Deutschland sowie die Einhaltung vieler Umweltqualitätsnormen.

Quelle: DIHK - Lina Matulovic

In Kombination mit einer gestiegenen Ölnachfrage hatten die Preise für Rohöl seit September um 20 Prozent auf zuletzt mehr als 60 USD je Barrel angezogen. Ziel der OPEC ist es, den Angebotsüberhang abzubauen und damit für höhere Preise zu sorgen. Die Internationale Energieagentur IEA rechnet jedoch nicht mit Preissprüngen.

Die OPEC deckelt die eigene Tagesförderung weiterhin bis Ende 2018 bei 32,5 Mio. Barrel Rohöl, die derzeit ein Drittel der weltweiten Ölnachfrage entspricht. Zehn Nicht-OPEC-Staaten, darunter Russland, halten ihre Förderkürzung von 0,5 Mio. Barrel ebenfalls aufrecht. Der Ölmarkt reagierte nur mit sehr leicht steigenden Preisen.

Die jüngst festen Preise auf dem Ölmarkt erklärt die IEA in ihrem aktuellen Marktbericht vielmehr mit Produktionsausfällen in verschiedenen Förderregionen. Aufgrund dieser temporären Effekte sei ein dauerhaftes Verbleiben bei über 60 USD nicht sicher. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund, dass das Wachstum der globalen Nachfrage für 2018 voraussichtlich um 0,2 Mio. Barrel geringer ausfällt. Gleichzeitig wächst auch die Produktion der nicht in der OPEC organisierten Staaten wieder und wird voraussichtlich auch 2018 für einen leichten Angebotsüberschuss sorgen. Das Ziel der OPEC, die Läger signifikant zu leeren, könnte damit konterkariert werden.

Quelle: DIHK - Till Bullmann

Voraussetzung für den Mieterstromzuschlag ist, dass der Strom in einer Solaranlage auf dem Dach eines Wohngebäudes erzeugt und an Letztverbraucher (insbesondere Mieter) in diesem Wohngebäude oder im unmittelbaren räumlichen Zusammenhang geliefert wird. Von den Mietern nicht verbrauchter Strom kann ins öffentliche Netz eingespeist oder zwischengespeichert werden. Der Mieterstromzuschlag wird als Abschlag auf die Einspeisevergütung gewährt. Denn der Mieterstromanbieter erhält nicht nur den Mieterstromzuschlag, sondern auch den Erlös aus dem Verkauf des Mieterstroms. Dafür ist allerdings die volle EEG-Umlage zu entrichten.

Weitere Informationen zum Mieterstromgesetz finden Sie unter www.bmwi.de.

Der Grund hierfür sei die lückenhafte Umsetzung der Richtlinie in den Mitgliedstaaten.

Nach dem Bericht ist das Spritzen oder Sprühen mit Luftfahrzeugen in allen EU-Ländern verboten. Ausnahmen werden nur unter strengen Auflagen genehmigt. In öffentlichen Parks, auf Sportplätzen, in Krankenhäusern und Schulen ist der Einsatz von Pestiziden verboten oder auf ein Minimum reduziert. Den Schutz der aquatischen Umwelt (Gewässer) oder bestimmter Bereiche, wie öffentliche Parks, zu bewerten, ist dagegen schwierig, da in den meisten nationalen Aktionsplänen (NAP) messbare Ziele fehlen.

Das Konzept der Integrierten Schädlingsbekämpfung wird von den Mitgliedstaaten nach wie vor zu wenig genutzt. Und dies trotz der Tatsache, dass die Anzahl der in der EU zugelassenen Pestizidwirkstoffe mit geringem Risiko oder nichtchemischen Methoden sich seit 2009 verdoppelt hat. Es findet keine systematische Prüfung der Einhaltung auf Ebene des einzelnen Anbaubetriebes durch die Mitgliedstaaten statt. In allen EU-Ländern wurden Schulungs- und Zertifizierungssysteme für Fachkräfte eingerichtet und bis jetzt wurden fast vier Millionen Landwirte im sicheren Einsatz von Pestiziden geschult. Darüber hinaus wurden 900 000 Spritz- und Sprühgeräte auf genaue und sichere Anwendung überprüft.

Die Kommission legt den Mitgliedstaaten nahe, bei der Überarbeitung ihrer nationalen Aktionspläne die Qualität zu verbessern. Hierfür ist eine langfristige Strategie zur Verringerung der Risiken und Auswirkungen des Pestizideinsatzes notwendig. Laut Kommission habe man sich in Deutschland konkrete Ziele zur Minderung von Risiken durch Pestizide gesetzt. Dazu gehöre die Vorgabe, nur noch in Ausnahmefällen zu erlauben, dass Pestizide aus der Luft versprüht werden.

Weitere Informationen finden Sie unter: ec.europa.eu.