EU-Klimaziele

Aus Nachhaltige Gesellschaft
Wechseln zu: Navigation, Suche

Inhaltsverzeichnis

EU-Emissionshandel (ETS)

Der EU-Emissionshandel (European Union Emissions Trading System, EU ETS) ist ein Instrument der EU-Klimapolitik mit dem Ziel, die Treibhausgasemissionen (wie CO₂) unter möglichst geringen volkswirtschaftlichen Kosten zu senken, indem die Höhe der Emissionsverminderung erzwungen wird, es aber dem Markt überlassen bleibt, auf welche Weise er diese Verminderung erzielt.

Es beruht darauf, dass die erfassten Unternehmen für jede Tonne emittiertes CO2 ein Zertifikat kaufen müssen und es nur eine begrenzte Menge an neuen Zertifikaten pro Jahr gibt. Diese Menge betrug im Jahr 2013 2.084.301.856 Zertifikate und sinkt jedes Jahr um 1,74 %.[1]. Das System deckt zur Zeit ca. 45 % der in der EU entstehenden Klimagasemissionen ab.[2]

Es ist absehbar, dass mit der momentanen Absenkungsrate der Gesamtemissionen das europäische Klimaschutzziel, welches eine Senkung der THG-Emissionen um 40% im Vergleich zu 1990 im Jahre 2030 vorsieht nicht erreicht werden kann. Deswegen ist eine Erhöhung des Lineraren Reduktionsfaktors (LRF) auf 2,2 % pro Jahr, für die vierte Phase des EU ETS nach 2020 vorgeschlagen worden.[2]

Ein Teil der Zertifikate wird versteigert (2013: 40 %). Dieser Teil steigt in den darauffolgenden Jahren an. Die restlichen werden gratis vergeben und nach bestimmten Prinzipien verteilt. Die Zertifikate sind unbegrenzt gültig.

Die Zertifikate sind handelbar. Dies erzeugt eine zusätzliche Flexibilität: bei Senkung der Nachfrage nach Produkten oder der Emissionen bei deren Herstellung bekommt das Unternehmen das Geld für die unnötigen Zertifikate schneller zurück, indem es sie verkauft. Umgekehrt können Unternehmen in Bereichen mit unerwartet erhöhter Nachfrage Emissionsberechtigungen schneller erwerben und diese damit erst befriedigen.

Über den Clean Development Mechanism können Unternehmen Zertifikate erwerben, indem sie in Emissionsminderungsmaßnahmen außerhalb des EU-Raums investieren. Die Unzuverlässigkeit und Intransparenz bei deren Zertifizierung öffneten jedoch in der Vergangenheit dem Betrug Tür und Tor.[3].

Das EU ETS ist der erste grenzüberschreitende und weltweit größte Emissionsrechtehandel. Es wurde 2003 vom Europäischen Parlament und dem Rat der EU beschlossen und trat am 1. Januar 2005 in Kraft. Das europäische ETS fungiert dabei auch als Vorreiter eines möglichen globalen Systems.[4] Aktuell umfasst und begrenzt das EU ETS den Kohlendioxidausstoß von rund 11.000 Anlagen in 31 europäischen Ländern (28 EU-Staaten plus Liechtenstein, Island und Norwegen) in der Stromerzeugung sowie einigen Sektoren der Industrie wie Zementfabriken.[5]

Der Emissionsrechtehandel erfolgt in mehrjährigen Handelsperioden, um Schwankungen etwa infolge von extremen Wetterlagen auszugleichen (milde Winter zum Beispiel bedeuten geringere Emissionen) und längerfristige Investitionssicherheit zu schaffen. Bisher sind die Pilotphase I (2005–2007) und die Phase II (2008–2012) abgeschlossen.

In den ersten beiden Phasen wurde von den EU-Mitgliedstaaten gemeinsam festgelegt, wie viele Emissionszertifikate (sprich Treibhausgasemissionen) den Unternehmen insgesamt zur Verfügung gestellt werden und unter welchen Bedingungen dies geschehen sollte. Die Verteilung der Emissionsberechtigungen auf die konkreten Anlagen oblag dagegen weitgehend der Entscheidungsfreiheit der Nationalstaaten. Sie wurde in sogenannten nationalen Allokationsplänen (NAPs) geregelt. In Phase III gibt es keine nationalen Allokationspläne mehr. Stattdessen werden die Emissionszertifikate zentral von der Europäischen Kommission vergeben. Zuständig ist hierfür der Kommissar für Klimaschutz.

Aktuell (2014) besitzen die Emittenten so viele ungenutzte Zertifikate, dass sie ein Jahr ohne jeglichen Zukauf auskommen könnten. Dies hat zur Folge, dass der Preis entgegen den ursprünglichen Erwartungen gemäß den Gesetzen von Angebot und Nachfrage auf einem sehr niedrigen Niveau von ca. 5 Euro/Tonne liegt.[6] Die Ursache hierfür ist weitgehend unbekannt. Die Rezension in den EU-Staaten sowie der Ausbau der Erneuerbaren Energien wurde häufig als Hauptgrund vermutet, wurde aber mittlerweile widerlegt.

Umfang des EU-Emissionshandels

mini Der europäische Emissionshandel umfasst zurzeit nur einen Teil aller Treibhausgasemissionen und Verursacher. Von Anfang an einbezogen sind die Kohlendioxid-Emissionen aus der Stromerzeugung in thermischen Kraftwerken ab 20 MW Leistung (Beispiele) und aus den fünf Industriebranchen:

  1. Eisen- und Stahlverhüttung,
  2. Kokereien, Raffinerien und Cracker,
  3. Zement- und Kalkherstellung,
  4. Glas-, Keramik- und Ziegelindustrie, sowie
  5. Papier- und Zelluloseproduktion.

Zusammen machen diese Industrien etwa 50 Prozent der europäischen Kohlendioxidemissionen und 40 Prozent der gesamten Treibhausgasemissionen der teilnehmenden Länder aus. Nicht erfasst werden andere Treibhausgase wie Methan. Außerdem sind der Transportsektor (24,2 % der Treibhausgasemissionen im Jahr 2007), die Privathaushalte (inklusive Dienstleistungen 12,4%), die Landwirtschaft (8,6 %) und andere Industrien und Gewerbe ausgenommen.[5]

Mit einem Emissionsvolumen von gut zwei Milliarden Tonnen CO2 erfasst das ETS etwa acht Prozent aller globalen CO2-Emissionen. In Zukunft soll das System auf weitere Treibhausgase (zum Beispiel Lachgas und vollhalogenierte Fluorkohlenwasserstoffe) und Verursacher (zum Beispiel Flugverkehr) ausgedehnt werden.

Nationale Allokationspläne

Die Verteilung der Zertifikate wird von jedem teilnehmenden Land in sogenannten Nationalen Allokationsplänen (NAP) geregelt. Diese bestehen aus zwei Komponenten: Der Makroplan legt fest, wie viel Emissionszertifikate an die Anlagen in einem Land insgesamt ausgegeben werden sollen. Er legt dar, wie viel der im Kyoto-Protokoll festgelegten Einsparung durch den ETS-Sektor (Stromerzeugung, Raffinerien, Stahlerzeugung etc.) und wie viel durch den nicht-ETS-Sektor (Haushalte, andere Gewerbe, Transport, Landwirtschaft etc.) erreicht werden sollen. Er wird von der Europäischen Kommission auf die Erreichbarkeit der Kyoto-Ziele hin überprüft. Deutschland etwa hatte für die aktuelle Phase II 482 Mio. Zertifikate jährlich beantragt, die Kommission hat dies aber auf 453 Millionen Stück gekürzt.[7]

Im zweiten Teil des NAP, dem Mikroplan, wird die Verteilung der Zertifikate auf die einzelnen Anlagen festgelegt. Alle Staaten verfahren bisher in erster Linie nach dem Prinzip des Grandfathering. Demnach erhalten die Anlagen kostenlose Zertifikate gemäß ihren bisherigen Emissionen. Ein geringer Teil der Zertifikate wird in einigen Ländern auch versteigert. Außerdem haben viele NAP Sonderregelungen, um Firmen zu belohnen, die bereits vor Einführung des Emissionshandels emissionsmindernde Maßnahmen gesetzt haben (Early action). Weitere Ausnahmen gibt es in Deutschland etwa für Kraft-Wärme-Kopplung und die Abschaltung von Atomkraftwerken. Die deutschen Industriebetriebe erhalten ihre Anfangsausstattung in Phase II komplett kostenfrei, die Stromerzeuger allerdings nur zu 91,2 Prozent. Die verbleibenden 8,8 Prozent werden von der staatlichen KfW Bankengruppe über die Börse verkauft. Dadurch werden monatlich etwa 80 Millionen Euro erzielt. Auch der Mikroplan wird von der Kommission geprüft, besonders bezüglich der Gleichbehandlung von in- und ausländischen Unternehmen und der Einhaltung des EU-Wettbewerbsrecht.

Ökonomisch gesprochen ist mit den Emissionszertifikaten ein neues knappes Gut auf dem Markt eingeführt worden, das als Produktionsfaktor bei der Herstellung von Produkten eingesetzt oder am Markt weiterverkauft werden kann. Werden die Zertifikate zur Herstellung von Produkten verwendet, wird der Hersteller ihre Marktpreise in der Regel bei der Kalkulation als Opportunitätskosten berücksichtigen. Auch wenn das Klimaschutzziel schon allein durch die Deckelung der Emissionen erreicht wird, ist eine Einpreisung aus der systematischen Sicht des Emissionsrechtehandels insofern wünschenswert, als die dadurch entstehenden Knappheitsignale an den Verbraucher die Lenkungswirkung im Sinne einer effizienten Durchführung des Emissionshandels verstärken.[8][9] Inwieweit ein Hersteller emissionshandelsbedingte Kosten tatsächlich an den Kunden weitergeben kann, hängt von der jeweiligen Marktsituation ab. Bei Einführung des EU-Emissionshandels 2005 stieg der Strompreis in nur zwölf Monaten um 22 Euro/MWh. Gleichzeitig konnte man eine sehr hohe Korrelation zwischen dem Zertifikatspreis und dem Strompreis registrieren.[10] Da große Teile der Emissionszertifikate kostenlos zugeteilt wurden, brachte diese Preisentwicklung den deutschen Stromerzeugern 2005 laut einer Schätzung des Verbands der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft so genannte Marktlagengewinne (windfall profits) in Höhe von fünf Mrd. Euro.[11] Empirischen Beobachtungen zufolge variierte der Anteil der Opportunitätskosten, der in Phase I an den Verbraucher weitergereicht wurde, je nach Staat, Marktstruktur, Nachfrageelastizität und Preislage zwischen 60 und 100 %.[9]

ETS Phase III (2013–2020)

Mit der am 23. April 2009 von der EU beschlossenen dritten Handelsphase ist es bei der Vergabe der Zertifikate zu wesentlichen Veränderungen gekommen.[12] Es gibt keine nationalen Allokationspläne mehr, stattdessen gibt die Europäische Kommission eine EU-weite Gesamtobergrenze für CO2-Emissionen vor. Diese beträgt im Jahr 2013 2,04 Mrd. t CO2. Die Menge wird jährlich – beginnend mit 2014 – um 1,74 Prozent gesenkt. Diese Absenkung kann über 2020 hinaus fortgesetzt werden, ist aber spätestens bis 2025 zu überprüfen und gegebenenfalls anzupassen.[13] Die freie Industriezuteilung erfolgt nach festgelegten CO2-Emissionswerten für die Herstellung einzelner Produkte (sogenannte Benchmarks). Beispielsweise werden für die Erzeugung von Zement pro Kilogramm 766 Gramm CO2 und pro Kilo Stahl 1328 Gramm umsonst vergeben; für darüber hinaus gehende Mengen an CO2 müssen Emissionszertifikate zugekauft werden.[14]

Auch die Anzahl der einbezogenen klimawirksamen Stoffe im Handelssystem ist erhöht worden. So werden beispielsweise Lachgas und vollhalogenierte Fluorkohlenwasserstoffe in das Emissionshandelssystem einbezogen. Es gibt allerdings Ausnahmen für energieintensive und exportorientierte Unternehmen.

Während in der ersten und zweiten Phase die Emissionszertifikate großteils gratis verteilt wurden, werden diese nun verstärkt durch Versteigerung vergeben. 2013 beträgt der Anteil der auktionierten Zertifikate 20 Prozent (vorher bis zu zehn Prozent). In den folgenden Jahren wird der Anteil voraussichtlich (abhängig von der Entwicklung der 'Carbon Leakage Liste') bis auf 60 Prozent in 2020 [15] und schließlich auf 100 Prozent (2027) erhöht.[16] Laut ursprünglichem Kommissionsvorschlag sollten bereits 2020 sämtliche Emissionszertifikate versteigert werden. Der Rat der EU setzte sich jedoch schließlich mit dem weniger ambitionierten Ziel durch.[17] Die Stromproduzenten müssen bereits ab 2013 alle benötigten Zertifikate bezahlen, ausgenommen davon sind – vor allem osteuropäische – Mitgliedstaaten, deren Kraftwerke einen vergleichsweise hohen Kohleanteil aufweisen. Die Betreiber dieser Kraftwerke erhalten zu Beginn noch bis zu 70 Prozent der Zertifikate gratis, müssen diese jedoch spätestens 2020 ebenfalls zur Gänze ersteigern.[18][19]

Darüber hinaus kommt es zu einer Neuregelung der Vergabe von Gratiszertifikaten. Jene Zertifikate, die weiterhin kostenfrei bleiben, werden in Zukunft nicht mehr nach dem Grandfathering (die Orientierung an historischen Emissionen der Anlage) vergeben, sondern nach dem Prinzip der besten verfügbaren Technologie (best available technology, BAT, Orientierung am technischen Standard der Anlagenklasse). Einem Stahlwerk etwa werden nicht mehr danach Zertifikate zugeteilt, wie viel CO2 es bisher ausgestoßen hat, sondern gemessen an dem Maßstab, wie hoch der Ausstoß eines modernen und effizienten Stahlwerks der gleichen Größenordnung ist. Ausgangspunkt für die Festlegung der Benchmarks ist die Durchschnittsleistung der zehn Prozent effizientesten Anlagen eines Sektors bzw. Teilsektors in der Gemeinschaft in den Jahren 2007 und 2008. Die Benchmarks werden dann für die einzelnen Produkte ermittelt und berücksichtigen die „effizientesten Techniken, Ersatzstoffe, alternative Herstellungsprozesse, hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung, effiziente energetische Verwertung von Restgasen, die Verwendung von Biomasse sowie die Abscheidung und Speicherung von CO2, sofern entsprechende Anlagen zur Verfügung stehen.“[20] Jene energieintensiven Betriebe, die zu den umweltfreundlichsten zehn Prozent ihrer Branche in Europa zählen, werden mit Gratisemissionszertifikaten belohnt.[21]

95 Prozent der Industrieemissionen erhalten kostenlose Zuteilungen [Stand 2013] [15], da in diesen Branchen die Produktionskosten durch eine (theoretische) CO2-Abgabe von 30 Euro/Zertifikat um mehr als fünf Prozent steigen würden und sie ihre Umsätze zu mehr als zehn Prozent im Export außerhalb der EU erlösen oder sofern eines dieser beiden Kriterien 30 Prozent beträgt[22]. Dadurch sollen Wettbewerbsnachteile gegenüber Mitbewerbern verhindert werden, die in Staaten operieren, die sich nicht am globalen Klimaschutz beteiligen. Welche Sektoren in Zukunft von diesem sogenannten „Carbon Leakage“ profitieren, wird seit 2009 von der EU-Kommission bestimmt und alle fünf Jahre neu festgelegt.[23]

Die Einnahmen in Höhe eines hohen zweistelligen Milliarden-Euro-Betrages werden zum Teil an die Mitgliedstaaten ausgeschüttet, zum Teil einen Klimafonds speisen. Reiche EU-Staaten müssen 12 Prozent der ihnen zustehenden Emissionsrechte an ärmere Staaten abgeben, um deren Kosten durch den Emissionshandel abzufedern.[24] Im Detail werden die zur Auktionierung vorgesehen Emissionsberechtigungen wie folgt an die Mitgliedstaaten verteilt:

  • 88 Prozent gehen an die Mitgliedstaaten entsprechend ihrer Emissionsanteile im Jahr 2005.
  • 10 Prozent werden entsprechend dem Umverteilungsvorschlag der Kommission (Annex 2) an 19 ärmere bzw. wachstumsschwache Mitgliedstaaten verteilt.
  • 2 Prozent gehen an jene neun neuen EU-Mitgliedstaaten, deren Treibhausgasemissionen zwischen 1990 und 2005 um 20 Prozent sanken. Rumänien erhält davon einen Anteil von 29 Prozent, Polen 27 Prozent und Bulgarien 15 Prozent.[23]

EU-Klima- und Energiepaket bis 2030 vom 23.10.2014: -40% CO2 gegenüber 2005

Die Teilnehmer des EU-Gipfels haben sich von Donnerstag, 23. Oktober 2014 bis Freitag, 24. Oktober 2014 auf ein umfassendes Klima- und Energiepaket mit Zielen bis 2030 geeinigt. Die EU-Staats- und Regierungschefs schwächten auf Druck Großbritanniens und Polens jedoch die Zielmarke für das Energiesparen ab. Jetzt wird eine Reduktion von mindestens 27 Prozent statt der bisher geplanten 30 Prozent angestrebt. Der Ausstoß des Treibhausgases Kohlendioxid (CO2) soll im Vergleich zu 1990 verbindlich um mindestens 40 Prozent sinken. Damit verdoppele Europa seine Anstrengungen, betonte EU-Kommissionschef José Manuel Barroso. Der Anteil der erneuerbaren Energien aus Wind oder Sonne soll auf mindestens 27 Prozent steigen. Auch dieser Wert ist verbindlich. Bundeskanzlerin Angela Merkel resümierte: „Mit dem Kompromiss wird Europa ein entscheidender Spieler.“ Sie sah keinerlei Probleme oder Belastungen für Deutschland. „Unsere nationalen Ziele sind ja weit strenger, und insofern brauchen wir uns nicht weiter aufzuregen darüber, was Europa uns jetzt zuteilt. Wir werden damit klarkommen.“ Im Gegenteil werde Deutschland bei dem Ziel, den Anteil der erneuerbaren Energien zu steigern, „definitiv mehr machen“. Deutschland liege da jetzt schon bei 25 Prozent. „Wir hätten uns hier ein höheres Ziel vorstellen können“, sagte Merkel.[25].

EU-Klimaziele sind die ehrgeizigsten der Welt

Eine europäische Klima-Einigung am 24. Oktober 2014 galt als Voraussetzung für einen Erfolg des Weltklimagipfels Ende 2015 in Paris. Die EU bezeichnet ihr Klimapaket als das ehrgeizigste der Welt. Vor allem Polen trat bei den zähen Verhandlungen auf die Bremse. Warschau wollte über das Jahr 2020 hinaus im Rahmen des europäischen Emissionshandelssystems kostenlose Verschmutzungsrechte für Kraftwerke erhalten. Regierungschefin Ewa Kopacz sagte: „Wir haben zusätzliche Emissionsrechte, die bis 2030 verlängert wurden.“ Die Energiepreise in ihrem Land würden bis zum Ende des nächsten Jahrzehnts nicht steigen.[25]

Die Eisenerzeugung mit Koks gehört zu den größten Treibhausgas-Emittenten im Lande. Außerdem wird für hochwertige neue Werkstoffe mehr Energie benötigt als für einfachen Stahl – das gilt zum Beispiel für die Produktion von besonders leichten, energieverbrauchsmindernden Teile für Autos oder extrem leistungsfähige Materialien für Kraftwerksturbinen. Die politisch gewollte starke Erhöhung der Preise für Emissionsrechte schlägt sich indirekt in der Kostenrechnung nieder. Mithin ist die Branche von den Kosten der Energiewende doppelt betroffen.

„Die künftige EU-Klimapolitik und Ausgestaltung des Emissionsrechtehandels sind entscheidend für den Industrie- und Stahlstandort Europa“, sagt Hans Jürgen Kerkhoff, der Präsident der Wirtschaftsvereinigung Stahl, der FAZ am 22. Oktober 2014. Und im Gespräch mit der Frankfurter Allgemeinen Sonntagszeitung warnt Jürgen Großmann vor einem übertriebenen Klimaschutz. „Der Weltkrieg um die Erderwärmung entscheidet sich nicht in der deutschen Industrie“, sagte der frühere Chef von RWE und Eigentümer der mittelständischen Stahlgruppe Georgsmarienhütte. Grundsätzlich wird die Bedeutung der Industrie für den Wohlstand der Gesellschaft und die besondere Rolle der Grundstoffindustrien wie Stahl in Brüssel anerkannt. Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel (SPD) hat gerade nach Fachgesprächen mit Vertretern der Branchen Stahl, Nichteisen-Metall, Papier, Glas, Baustoffe und Zement versichert: „Die Grundstoffindustrien stehen am Anfang der Wertschöpfungskette und bilden damit das Fundament unserer Wirtschaft.“ Dabei hat der Wirtschaftsminister versprochen, Anregungen aus den Unternehmen zum Emissionshandel, der Umlage für erneuerbare Energie, Energieeffizienz und Eigenstromverbrauch aufzugreifen.[26]

Klimaziele USA & China (12.11.2014): -27% CO2 bis 2025 gegenüber 2005
China will spätestens im Jahr 2030 den Höhepunkt seiner Kohlendioxid-Emissionen erreichen. Es ist das erste Mal, dass die Regierung in Peking überhaupt ein ungefähres Datum nennt, ab wann die Treibhausgas-Emissionen nicht mehr steigen sollen. Die USA wollen ihre Emissionen spätestens 2025 um 26 bis 28 Prozent unter das Niveau von 2005 drücken. US-Regierungsmitarbeitern zufolge wollen die beiden Staaten mit ihrer Selbstverpflichtung andere Länder ermutigen, selbst Reduktionsziele festzulegen. Beide Staaten wollen in Zukunft im Bereich der regenerativen Energien stärker kooperieren. Xi kündigte US-Angaben zufolge an, bis zum Jahr 2030 den Anteil erneuerbarer Energien in China auf etwa 20 Prozent zu steigern. Der US-Präsident sagte, die Emissionsziele seien zwar ehrgeizig, aber erreichbar. Obama hatte früher eine Reduzierung der Treibhausemissionen um 17 Prozent bis 2020 im Vergleich zum Jahr 2005 als Zielmarke ausgegeben. Mit dem neuen Ziel verschaffen sich die USA mehr Zeit, aber setzen sich dafür auch größere Ziele. China habe erstmals einem solchen Abkommen zugestimmt. Die internationalen Klimaverhandlungen laufen bisher schleppend. Ende 2015 soll in Paris bei einer UN-Klimakonferenz ein neues Abkommen zur Begrenzung der Erderwärmung für die Zeit nach 2020 ausgehandelt werden. Von den beiden wichtigsten Verursachern von Kohlendioxid waren daher in diesen Tagen Aussagen dazu erwartet worden. Erst am 24. Oktober 2014 hatte sich die Europäische Union neue ambitionierte Klimaziele als die USA und China gesetzt. Deutschland und die anderen 27 EU-Staaten einigten sich, den Kohlendioxid-Ausstoß bis zum Jahr 2030 im Vergleich zu 1990 verbindlich um mindestens 40 Prozent zu senken. Beim Anteil der Ökoenergien aus Sonne oder Windkraft setzten sich die EU-Staaten ein Ziel von mindestens 27 Prozent verpflichtend auf EU-Ebene. Beim Energieeinsparen soll der Wert von ebenfalls 27 Prozent unverbindlich auf EU-Level sein – nationale Unterziele soll es nicht geben.[27]

Luftverkehr

HEQpqZB.png
Der Luftverkehr in der EU-25 verursacht jährlich gut
130 Millionen t CO2, etwa 3 % aller Emissionen[28]


Am 20. Dezember 2007 einigten sich die EU-Umweltminister, ab 2012 auch den Luftverkehr in den EU-Emissionsrechtehandel einzubeziehen. Damit sollten alle Fluglinien, die in der EU starten oder landen, in Zukunft unabhängig von ihrer Herkunft Emissionszertifikate kaufen – auch für Interkontinentalflüge. Damit sollte der seit 1990 um 87 Prozent gewachsene CO2-Ausstoß des Luftverkehrs verringert werden. Der Preis eines Tickets für einen Hin- und Rückflug innerhalb der EU werde dadurch um bis zu neun Euro teurer werden, ergab eine Studie der EU-Kommission. Bei Langstrecken-Flügen sei mit Preiserhöhungen von bis zu 40 Euro zu rechnen.[29]

Im Gegensatz zu den Industrie- und Stromunternehmen gibt es für den Flugverkehr keine NAPs. Stattdessen werden die Zertifikate direkt durch die Kommission verteilt. Außerdem werden nicht maximal zehn, sondern 15 Prozent der Zertifikate versteigert und die kostenlose Verteilung erfolgt nicht nach Grandfathering-Regeln, sondern anhand eines technologischen Benchmarks (best available technology, BAT).[30] Damit werden zahlreiche Vorschläge der EU-Kommission für Phase III bereits antizipiert (siehe vorhergehender Abschnitt).

Das Europäische Parlament war in den Verhandlungen als Verfechter strengerer Regeln aufgetreten. So sollten der Flugverkehr bereits 2011 einbezogen, weniger Zertifikate zugeteilt und zudem ein größerer Anteil (nämlich 25 Prozent) versteigert werden.[31]

Nicht-EU-Staaten sprachen sich daraufhin gegen die Einbeziehung „ihrer“ Fluggesellschaften in den EU-Emissionshandel aus. Indien, Russland, die Vereinigten Staaten und die Volksrepublik China verboten teilweise ihren Fluggesellschaften, sich den Regeln zu unterwerfen; so untersagte die Volksrepublik China den in ihrem Land registrierten Fluggesellschaften, Geldmittel für die Zertifikate aufzuwenden.[32] Die Gegner des Vorhabens kritisieren, die EU überschreite damit ihre Zuständigkeit, zumal die Abgabe sich nach der Länge des gesamten Fluges und nicht nur nach der über den EU-Mitgliedstaaten zurückgelegten Strecke richten sollte.[33] Der EuGH billigte aber in einem Urteil vom 21. Dezember 2011 die Vorgehensweise der EU und wies Klagen von US-Fluggesellschaften zurück.[34]

Am 12. November 2012 setzte die EU-Kommission die Verpflichtung für die Abgabe von Treibhausgaszertifikaten für Flüge über die EU-Grenzen für ein Jahr bis zur Konferenz der internationalen Luftfahrtorganisation ICAO 2013 aus. Seitdem werden nur Flüge innerhalb der EU vom Emissionshandel erfasst, das sind rund 40 Prozent aller in der EU startenden oder landenden Flüge.[35]

Im Oktober 2013 einigte sich die ICAO auf einen Fahrplan für ein weltweites Klimaschutzabkommen im Luftverkehr. Bis 2016 will sie ein marktbasiertes System zur Emissionsbegrenzung entwickeln, das 2020 in Kraft treten soll. Ausgehend von dem dann erreichten Niveau sollen die Luftfahrt-Emissionen fortan nur noch CO2-neutral wachsen. Die USA und die großen Schwellenländer setzten aber durch, dass die Staaten sich dazu nicht verbindlich verpflichten. Zudem soll es Erleichterungen für Entwicklungsländer und für Staaten mit schwieriger Wirtschaftslage geben. Flüge zwischen EU- und Nicht-EU-Flughäfen in den EU-Emissionshandel einzubeziehen lehnte die ICAO-Vollversammlung ab. Abgelehnt wurde auch der EU-Kompromissvorschlag, nur die über Europa geflogenen Kilometer zu berücksichtigen („Luftraum-Ansatz“).[36]

CO2-Ausstoß-Reduktion um 40% bis 2020 verbannt Stahlerzeugung aus EU

Ayb1F8F.png
voestalpine-Chef Wolfgang Eder: "Wenn die Überlegungen so kommen
wie geplant, kostet das die voestalpine bis 2020 800 Millionen Euro"


Umsetzung der EU-Klimaziele verlagert über 1000 voestalpine-Arbeitsplätze weg aus Österreich

In der Woche ab 20. Oktober 2014 treffen die EU-Staats- und Regierungschefs in Brüssel zusammen, um über die Klimaziele der EU zu entscheiden. Im Gespräch ist eine Reduktion des CO2-Ausstoßes um 40 Prozent bis 2020. Darin sieht voestalpine-Chef Wolfgang Eder eine existentielle Bedrohung für Roheisenerzeugung an allen Standorten aller Stahlunternehmen in der EU: "Wenn diese Entscheidungen in Richtung 40, 45 Prozent laufen, dann haben wir nur mehr eine begrenzte Lebensdauer der Roheisenerzeugung in Europa", sagte voestalpine-Chef Wolfgang Eder am Donnerstag, 16. Oktober 2014. Wenn die Überlegungen so kommen wie geplant, würde das den oberösterreichischen Stahlkonzern voestalpine bis 2020 800 Mio. Euro kosten. Die weiteren derzeit geplanten Verringerungen von 2021 bis 2030 würden sogar mit 2,3 Mrd. Euro oder jährlich 230 Mio. Euro bei der voestalpine zu Buche schlagen und damit den gesamten operativen Gewinn verbrauchen, rechnete Eder vor.[37] Dabei produziere die voestalpine schon jetzt mit den saubersten Hochöfen der Welt. In Europa seien 48 Hochöfen in Betrieb, davon fünf von der voestalpine. Diese lägen beim CO2-Ausstoß je Tonne Rohstahl auf den Rängen 1, 2, 4 und (seit der jüngsten Aufrüstung) zweimal 6. Eine weitere Reduktion sei technologisch nicht möglich, wenn dies verlangt werde, muss zwangsweise die Stahlproduktion oder zumindest die Roheisenproduktion abwandern. Dies würde für Linz (und Donawitz) bedeuten, dass jedenfalls Ersatzinvestitionen für Kokerei, Kraftwerk, Sinteranlage und Hochöfen nach Ablauf der Lebensdauer (ab 2020) nicht mehr in Linz getätigt werden könnten, sondern an Standorten außerhalb der EU, z.B. in Corpus Christi (Texas) in den USA. Der Wegfall dieser Ersatzinvestitionen in Milliardenhöhe würde auch auf Dauer über 1000 Arbeitsplätze in der Investitionsgüterindustrie in Österreich und der EU kosten. Da nachgelagerte Produktionsanlagen wie Stahlwerk, Warmwalzwerk, Kaltwalzwerk, die Verzinkungsanlagen, die Bandbeschichtung und das Veredelungszentrum weniger CO2 emittieren als die Produktionsstufen bis zur Roheisenerzeugung, wäre es denkbar, dass diese trotzdem in Linz (bzw. Donawitz) bleiben könnten. Darüber, wie man über 1000 Ersatzarbeitsplätze für die dann verlorenen österreichischen Arbeitsplätze in Kokerei, Kraftwerk, Sinteranlage und bei den Hochöfen schaffen kann, haben weder die Politiker der EU noch die Politiker Österreichs Lösungen anzubieten. Derartige EU-Entscheidungen wirken sich also weniger auf die Gesamtproduktion jetzt schon international tätiger Unternehmen wie der voestalpine aus, sondern auf die Arbeitsplätze in Österreich. Unternehmen wie die voestalpine werden sicher die Stahlprodukte auch im Fall extrem restriktiver CO2-Ziele weiter erzeugen, nur dann eben nicht mehr in Ländern der EU. Dass durch höhere Transportkosten für Stahlprodukte z.B. zur Autoindustrie oder Haushaltsgeräteindustrie Bleche teurer werden könnten, würde dann in der Folge auch die Autoindustrie bzw. Haushaltsgeräteindustrie in der internationalen Konkurrenzfähigkiet belasten und vermutlich auch teilweise zur Produktionsverlagerung in Länder außerhalb der EU zwingen. Dass dies die im Jahr 2014 schon zu hohe Arbeitslosigkeit in den EU-Ländern noch weiter erhöhen wird, ist im Fall dieser Szenarien leider eine sehr realistische Folge.

Auf die Probleme der voestalpine und anderer energieintensiver österreichischer Firmen habe voestalpine-Chef Wolfgang Eder "alle wesentlichen politischen Entscheidungsträger" aufmerksam gemacht. Ganz ohne Stahl gäbe es "nichts", von Häusern über Autos bis zu Haushaltsgeräten aber auch einfachen Nägeln, betonte Eder. Auch dürfe man nicht glauben, man könne Innovation im Land halten, wenn es keine Produktion gebe. Die voestalpine investiere weiter den Großteil des Geldes in Österreich bzw. in Europa, aber das Wachstum der Investitionen liege eindeutig in Nordamerika und Asien, führte Eder aus. Vor zehn Jahren gingen noch über 80 Prozent der Investitionen des Unternehmens nach Österreich, knapp 20 Prozent in die restliche EU und nur einige Prozent nach Übersee. Bald werden auf den "Rest der Welt" 25 Prozent der Investitionen entfallen.[37]

voestalpine-Chef: CO2-Kosten machen Investitionen unmöglich

HasT4L6.png
Europaweit emittiert der Hochofen A der voestalpine in Linz am wenigsten Kohlendioxid:
1410 kg CO2 pro erzeugte Tonne Stahl. Die Linzer Hochöfen liegen beim CO2-Ausstoß
je Tonne Rohstahl auf den Rängen 1, 2, 4 und zweimal 6 aller 48 Hochöfen in Europa[38]


Das EU-Ziel von 40 Euro je Tonne CO2 ab 2020 würde dem Stahlkonzern über 200 Mio. Euro im Jahr kosten, sagte Eder. Dann bliebe nichts mehr zu investieren.[39] Düstere Zeiten sieht voestalpine-Chef Wolfgang Eder für den Standort Österreich im internationalen Vergleich heranziehen. Die USA als Investitionsstandort halte er wegen eines "klaren positiven Statements zur Wirtschaft" und "langfristig kalkulierbarer Rahmenbedingungen" für attraktiv, so Eder im "Standard". "Was ich kostengünstiger im Ausland machen kann, muss ich also - letztlich um das, was wir in Österreich heute haben, abzusichern - auch dort machen", sagte er. Die Umweltauflagen in den USA seien "teilweise sogar strenger als bei uns". Die einzige Ausnahme sei das Thema CO2. "Wenn das EU-Ziel von 40 Euro je Tonne CO2 tatsächlich ab 2020 wirksam wird, dann reden wir nach heutiger Rechtslage von einer Kostenbelastung von deutlich über 200 Mio. Euro im Jahr", kritisierte Eder die Summe, die er auf seinen Konzern zukommen sieht.

Stahlindustrie wandert
Das entspreche in etwa dem operativen Ergebnis, das die voestalpine in der Stahldivision erziele. "Da bleibt mir dann nichts mehr zu investieren, und damit wird auch die Erhaltung infrage gestellt, irgendwann ist das Ende absehbar", meinte er. Mit der Stahlsparte macht der Konzern nur noch etwa rund ein Drittel seines Umsatzes. Der Stahlkonzern investiert zurzeit über 500 Mio. Euro in Texas. "Die Industrie wandert nach China oder in die USA - wir gehen sogar nach Südafrika, weil dort wichtige Kunden sitzen", erklärte Eder ein weiteres wesentliches Investitionsmotiv. Betreffend Qualifikation der Arbeitnehmer sei das Umfeld in den USA aber "sicher schwieriger" als in Europa. In Linz hat die voestalpine in den vergangenen 15 Jahren 4 Mrd. Euro investiert - "in Donawitz in Relation etwa das Gleiche, ähnlich in Kapfenberg". Es gebe in Österreich aber zunehmend Anlagen, die in etwa zehn, zwölf Jahren an das Ende ihrer Lebenszeit kämen. "Da muss man in fünf Jahren entscheiden, was tun." Es sei eine Illusion zu glauben, dass man Forschung und Entwicklung von der Produktion abkoppeln und nur sie in Europa behalten könne.[39]

Die Klimaziele sind technologisch unmöglich

8lgvo2i.png
ÖGB-Präsident Erich Foglar und Wirtschaftskammer-Präsident Christoph Leitl
warnen vor überzogenen Klimazielen


Der voestalpine-Chef sieht vor dem EU-Gipfel auch die Gefahr, dass Europa nur nach innen blickt. Tatsächlich fordern einige EU-Länder, dass die Klimaziele bindend vereinbart werden müssten, allerdings nur innerhalb der EU. "Ein Hochofen, der in Europa zugesperrt wird, wird in Asien neu errichtet. Mit deutlich höherem Schadstoffausstoß."Europaweit emittiert der sogenannte Hochofen A der voestalpine in Linz am wenigsten Kohlendioxid. 1410 kg CO2 pro erzeugte Tonne Stahl, das ist Spitzenwert. Die anderen vier sind nur unwesentlich schlechter, sie blasen 1480 Kilo pro Tonne Stahl in die Luft. "In Asien stehen Anlagen, die beim Zwei- bis Dreifachen dieses Wertes liegen", sagte Eder. Wie berichtet, will die EU die CO2-Emissionen bis 2030 um 40 Prozent reduzieren, und zwar vom Stand 1990 an gerechnet. Schon jetzt zeichnet sich ab, dass es für energieintensive Branchen Ausnahmen geben wird. Der künftige EU-Kommissionspräsident Jean-Claude Juncker räumt der Re-Industrialisierung Europas deutlich höheren Stellenwert ein als dem Umweltschutz.[38]

Leitl & Foglar warnen: Neue Klimaziele vertreiben Industriebetriebe

Erstmals haben alle vier österreichischen Sozialpartner gemeinsam vor einer Abwanderungswelle in der Industrie und möglichen fatalen Folgen für Wachstum und Beschäftigung gewarnt. Und das sowohl in Österreich, als auch auf europäischer Ebene.[40] Die Gefahr völlig überzogener EU-Klimaziele sei immens, speziell wenn sich die USA und China nicht einem neuen globalen Regime unterwerfen würden. Eine falsch verstandene Vorreiterrolle Europas würge den letzten Rest an Wirtschaftswachstum ab, sagte ÖGB-Präsident Erich Foglar im KURIER-Gespräch. Am Rande eines Sozialpartner-Kongresses in Bad Ischl wurde gestern auch über Bildungsfragen und die Steuerreform debattiert. Aktuelles Reizthema ist jedoch die Energie- und Klimapolitik. Anlass für den Aufschrei der Arbeitgeber- und Arbeitnehmer-Vertreter ist der EU-Gipfel am 23. Oktober, auf dem sich die EU-Staaten auf neue Klimaziele verständigen wollen. Im Raum steht eine markante Anhebung: Bisher sollte der CO2-Ausstoß bis 2020 um 30 Prozent reduziert werden, nun wird eine 40-Prozent-Reduktion bis 2030 diskutiert. Das geht den Präsidenten von Wirtschaftskammer, Gewerkschaftsbund, Arbeiterkammer und Landwirtschaftskammer viel zu weit, vor allem weil die EU gleichzeitig den Anteil der Industrieproduktion anheben will (auf 20 Prozent bis 2020). Wer nur auf die Klimafrage schiele, vertreibe die Industrie, lautet die Kernbotschaft. Billiges Schiefergas ("Fracking") oder die Atomkraft seien keine Alternativen.

2020 tragen Europa 9%, die USA 20% und China 23 % zum weltweiten CO2-Ausstoß bei

Prognosen besagen, dass im Jahr 2020 Europa neun Prozent, die USA 20 Prozent und China 23 Prozent zum weltweiten CO2-Ausstoß beitragen werden. Ohne ein globales Abkommen mit einer fairen Lastenverteilung könne es also nicht gehen. Sonst öffne man dem "Umweltdumping" Tür und Tor, sagte Foglar. "Das wäre, als ob ein Suppenkaspar (Europa, Anm.) den Hinkelstein von Asterix allein stemmen wollte", formulierte Wirtschaftskammer-Chef Christoph Leitl. Bei der Festlegung der Klimaziele müsse auch der Grad der Energie-Effizienz berücksichtigt werden, verlangt Umweltminister Andrä Rupprechter (ÖVP). Eine weitere CO2-Reduktion – etwa für die heimische Stahlindustrie – würde viel mehr kosten als die Absenkung der Emissionen um den selben Prozentsatz in einem osteuropäischen Land.[40]

Die Klimapolitik bereitet der Stahlbranche in Duisburg Sorge

67hSxO9.png


Die Kapazitätsauslastung der deutschen Hüttenwerke ist besser als der europäische und auch besser als der weltweite Durchschnitt, aber nach Einschätzung der Wirtschaftsvereinigung Stahl noch lange nicht gut. Bei Thyssen-Krupp Steel in Duisburg wurde schon die 31-Stunden-Woche eingeführt, wobei 32 Stunden bezahlt werden. Im Gegenzug wurde der Verzicht auf Kündigungen und die Sicherung der Ausbildungskapazität vereinbart. Und Sorgen bereiten der Stahlindustrie vor allem ihre politischen Rahmenbedingungen. 86 Prozent beträgt die Auslastung der deutschen Hüttenwerke in diesem Jahr. Wichtigster Stahlstandort der Bundesrepublik ist nach wie vor mit Abstand Duisburg mit den Werken von Thyssen-Krupp Steel sowie Krupp-Mannesmann und Arcelor-Mittal. In der EU liegt die Kapazitätsauslastung bei 77 Prozent, weltweit bei 78 Prozent. Gleichwohl erinnerte Hans Jürgen Kerkhoff, Präsident der in Düsseldorf ansässigen Wirtschaftsvereinigung, an den langfristigen Auslastungsschnitt der deutschen Stahlstandorte, der bei 90 Prozent liegt. Sorgen bereiten der Stahlindustrie politische Entscheidungen auf nationaler und internationaler Ebene. Die erklärte Absicht des Europäischen Rates, Europa beim Klimaschutz eine Vorreiterrolle spielen zu lassen, werde spätestens ab 2018 zu einem Mangel an Emissionsrechten führen und damit zu einem Anstieg der Kosten für entsprechende Zertifikate. Das könne für die deutsche Industrie zu einer Belastung von bis zu 1,4 Milliarden Euro im Jahr 2030 führen – Mittel, die dann für Investitionen fehlen. „In einem solchen Szenario wird sich die deutsche und europäische Stahlindustrie im Wettbewerb mit Konkurrenten außerhalb der Europäischen Union nicht behaupten können“, fürchtet Kerkhoff, der zudem überzeugt ist: „Klimaschutz bekommen wir nur global hin.“ Als „Zeichen der Hoffnung“ wertet die Wirtschaftsvereinigung immerhin, dass der Europäische Rat die effizientesten Anlagen von allzu hohen Kosten befreit. Es gehe dabei um zehn Prozent der Anlagen in Europa. Und die deutschen Standorte dürften nicht die schlechtesten sein. Weiterer Punkt zur Sorge: Die aus Sicht der Wirtschaftsvereinigung nicht ausgegorene Energiewende in Deutschland. Es sei zu befürchten, dass die Stahlindustrie künftig Abstand nimmt von Investitionen in die Energieeffizienz.[41]

CO2-Verwertung mit Power-to-Gas und Power-to-Liquids

Chem. Speicherung regenerativer elektr. Energie durch Methanisierung von Stahlindustrie-Prozessgasen

Aufgrund des steigenden Anteils erneuerbarer Energien in Deutschland wird eine Anpassung des stochastisch anfallenden, regenerativen elektrischen Stroms an den Bedarf notwendig. Eine Möglichkeit ist die Speicherung der Energie in Methan, wofür neben Wasserstoff auch eine Kohlenstoffquelle notwendig ist. In der Arbeit "Chemische Speicherung regenerativer elektrischer Energie durch Methanisierung von Prozessgasen aus der Stahlindustrie"[42] (von Maximilian  A. Schöß, Dr.-Ing. Alexander Redenius, Prof. Dr.-Ing. Thomas Turek und Prof. Dr.-Ing. Robert Güttel, Mai 2014) wird die Eignung von Prozessgasen der Stahlindustrie als Kohlenstoffquelle betrachtet, da diese in großen Mengen anfallen. Als Bewertungskriterium wird neben dem erreichbaren Wirkungsgrad auch die Qualität des erhaltenen Produktgases herangezogen. Es zeigt sich, dass Prozessgase der Stahlindustrie für die Zwischenspeicherung von Stromüberschüssen interessante Rohstoffe sind.

Power-to-Gas-Konzept

Als Power-to-Gas (kurz PtG oder P2G, deutsch etwa: „Elektrische Energie zu Gas“) wird ein chemischer Prozess bezeichnet, in dem mittels Wasserelektrolyse mit teilweise nachgeschalteter Methanisierung unter dem Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien (EE) ein Brenngas hergestellt wird.[43] Das so erzeugte Gas wird auch als EE-Gas bezeichnet. Je nach Art der eingesetzten erneuerbaren Energie wird das Gas auch Windgas, Solargas oder ähnlich genannt, je nach chemischer Zusammensetzung des Gases wird statt des Begriffes „Gas“ auch „Methan“ oder „Wasserstoff“ verwendet.

Eine mögliche Definition von Power to Gas lautet:

„Der Begriff Power-to-Gas steht für ein Konzept, bei dem überschüssiger Strom dazu verwendet wird, per Wasserelektrolyse Wasserstoff zu produzieren und bei Bedarf in einem zweiten Schritt unter Verwendung von Kohlenstoffdioxid (CO2) in synthetisches Methan umzuwandeln. Als Speicher für dieses Methan und bis zu einem gewissen Volumenanteil auch des elementaren Wasserstoffs könnte die bestehende Erdgasinfrastruktur, also das Gasnetz mit den angeschlossenen Untertagespeichern, verwendet werden.“[44]

Power-to-Gas bezeichnet also die Umwandlung regenerativ erzeugter elektrischer Energie in chemische Energie und deren Speicherung im verfügbaren Gasnetz in Form verschiedener Gase. Das Grundkonzept, nämlich mittels Windenergie elektrolytisch erzeugten Wasserstoff als Energieträger zu nutzen, wurde bereits Mitte des 19. Jahrhunderts vorgeschlagen. Bereits 1840 soll der belgische Professor Nollet einen entsprechenden Vorschlag gemacht haben; nachgewiesen ist ein Vorschlag aus dem Jahr 1868.[45] Technisch umgesetzt wurde die Idee dann erstmals Ende des 19. Jahrhunderts, als der dänische Windkraftpionier Poul la Cour im Jahr 1895 eine Windkraftanlage mit angeschlossenem Elektrolyseur in Betrieb nahm, die Knallgas zur Beleuchtung der Schule in Askov lieferte.[46] Einen Aufschwung erhielt das Konzept im 20. Jahrhundert als Baustein der angestrebten Vision einer Wasserstoffwirtschaft bzw. zur Speicherung von regenerativ erzeugtem Strom im Rahmen der Energiewende. Erst seit etwa dem Jahr 2009 wird die Möglichkeit diskutiert, Methan statt Wasserstoff zu erzeugen. Die halbstaatliche Deutsche Energie-Agentur (dena) unterhält zu den Verfahren zur Erzeugung von EE-Gas seit Oktober 2011 eigens eine Strategieplattform unter dem Titel Power to Gas.[47] In der Online-Ausgabe des Manager Magazins wird Power-to-Gas als neue Technologie bezeichnet, deren Modell bestechend einfach klinge, da in den 450.000 Kilometer langen Gasleitungen und etwa 47 Erdgasspeichern in Deutschland schon heute Platz für 23,5 Milliarden Kubikmeter (m³) Gas sei, der sich bis 2025 durch Erweiterungen und Neubauten auf 32,5 Milliarden m³ erhöhen soll.[48] Infolge der Energiewende werden immer mehr regenerative Erzeuger errichtet. Dadurch, dass zugleich konventionelle Grundlastkraftwerke nur bis zu einem gewissen Grad gedrosselt werden können, kann es während Zeiten hoher Einspeisung von Wind- und Solarenergie zu einem Überangebot von Strom kommen, speziell bei geringer Stromnachfrage. Diese Energie steht damit preisgünstig bereit. Gleichzeitig dient die Integration von Power-to-Gas-Anlagen in die elektrischen Energieversorgungssysteme der Entlastung der Leitungen und der Netzstabilität, denn Power-to-Gas-Anlagen können als regelbare Last eingesetzt werden. In der Fachliteratur wird davon ausgegangen, dass ab einem Erneuerbare-Energien-Anteil von ca. 40 % in größerem Maße zusätzliche Speicher benötigt werden, vereinzelt wird auch die Zahl 70 % genannt.[49] Unterhalb von 40 % Erneuerbaren Energien stellt eine Ausregelung durch Wärmekraftwerke sowie eine geringfügige Abregelung von Erzeugungsspitzen der Erneuerbaren Energien (erwartet werden ca. 260 GWh pro Jahr bzw. 1 Promille der bei einem 40-%-Anteil prognostizierten Ökostromerzeugung) eine volkswirtschaftlich effizientere Möglichkeit zum Ausgleich dar. Ursächlich hierfür ist, dass Speicher in diesem Fall größtenteils zur besseren Auslastung von in Grundlast betriebenen Braunkohlekraftwerken zulasten von weniger emissionsintensiven Kraftwerke eingesetzt würden und zugleich die Kosten für den Neubau von Speichern den Nutzen durch eine gleichmäßigere Kraftwerksfahrweise deutlich überstiegen. Daher werden zusätzliche Speicher in Deutschland frühestens ab dem Jahr 2020 für notwendig gehalten.[50]

Wasserstoffeinspeisung versus Methanisierung

Bei der Umsetzung von Power-to-Gas werden in der Fachwelt verschiedene Probleme diskutiert:

Für die Speicherung als Wasserstoff spricht der deutlich höhere Wirkungsgrad gegenüber der Methanisierung. So können bei der Wasserstoffspeicherung elektrische Gesamtwirkungsgrade (Elektrolyse => Speicherung => Rückverstromung) von 49 bis 55 % erreicht werden.[51] Zugleich sind die Investitionskosten in die Speicheranlagen geringer, da auf die Methanisierungsanlagen verzichtet werden kann.

Allerdings kann laut dem Gasnetzbetreiber Ontras Wasserstoff im Gas in hohen Konzentrationen die Leitungen beschädigen und teure Nachrüstungen notwendig machen. Preiswerter wäre es für Gasnetzbetreiber, ihn nach Zugabe von Kohlenstoffdioxid umgewandelt als Methan entgegenzunehmen.[52] Bei einer anspruchsvollen Klimaschutzpolitik ist jedoch davon auszugehen, dass langfristig nur noch wenige Quellen für konzentriertes Kohlenstoffdioxid zur Verfügung stehen werden. Alternativ wäre eine Gewinnung aus der Luft möglich, die jedoch energetisch aufwändig und teuer ist.[53] Eine Tonne CO2 aufzufangen kostet bis zu 500 Euro.

Die unerwünschten Korrosions-Effekte treten vorwiegend bei un- oder niedriglegierten Stählen auf. Die Stähle nach DIN EN 10208-2, welche heutzutage in der Regel im Gasrohrleitungsbau eingesetzt werden, sind davon weniger betroffen, was auf Basis mehrerer Studien belegt wurde.[54]

Die Bundesnetzagentur vertritt die Meinung, dass sowohl der Wasserstoff prioritär auf der Ebene der Übertragungsnetze wie auch die Methanisierung auf der Ebene der Gasverteilnetze eine Zukunft haben.[52] Gegen eine zu hohe Wasserstoffkonzentrationen sprechen bei der derzeitigen Infrastruktur nicht nur mögliche Materialschäden an Gasleitungen, Verdichtern und anderen gastechnischen Anlagen, sondern vor allem sicherheitstechnische Fragen zur Vermeidung einer Knallgasreaktion.

Andererseits gibt es bereits im Ruhrgebiet seit Jahrzehnten ein über 240 km langes Wasserstoffnetz. Weltweit existierten 2010 mehr als tausend Kilometer Wasserstoffleitungen.[55] Air Liquide betreibt zwölf Pipeline-Netze mit einer Gesamtlänge von 1200 km.[56]

Weiterhin ist umstritten, wie schnell die Einspeisegrenzen (heute direkt maximal 5 % Wasserstoffanteil) erreicht werden. Bei der Methanisierung wiederum wird zusätzlich Energie verbraucht, weshalb man derzeit von einem Energieverlust bei der Rückverstromung von 50 bis 67 Prozent ausgeht. Dazu gibt die Unternehmensberatung A.T. Kearney an, dass ein sich ergebender Preis von 80 Euro pro Megawattstunde für künstlich produziertes Methan drei mal so hoch wie der konventionellen Erdgases wäre.[48]

Einspeisepunkte für EE-Gas

EE-Gas kann prinzipiell an jeder beliebigen Stelle ins Erdgasnetz eingespeist werden [57]. Da Einspeisepunkte eine entsprechende Infrastruktur zur Messung der eingespeisten Gasmenge benötigen [58], bieten sich beispielsweise auch eine Einspeisung im Bereich existierender oder neu geschaffener Gasversorgungsbauwerke, wozu unter anderem Gaswerke, Gaskraftwerke, Hybridkraftwerke, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, Verdichterstationen oder auch die Gasometer genannten Gasbehälter zählen, als Einspeisepunkte an. Auch eine Verknüpfung der Einspeisung mit vorhandenen Biogasanlagen ist generell denkbar.

Speicherkapazität des deutschen Erdgasnetzes

Eine große Bedeutung bei der Nutzung von EE-Gas wird der Möglichkeit der Speicherung des Wasserstoff- bzw. Methangases in einem bereits vorhandenen Erdgasnetz zugerechnet.

Laut Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) benötigt Deutschland im Jahr 2050, wenn laut Bundesregierung 80 % des elektrischen Stroms aus erneuerbaren Quellen stammen sollen, zum Ausgleich saisonaler Schwankungen bei Wind und Sonne, Speicherkapazitäten von 30 Terawattstunden (TWh).[48] Demgegenüber wurde die Speicherkapazität der Erdgasspeicher im deutschen Erdgasnetz im April 2010 vom Fraunhofer-IWES mit über 200 TWh angegeben, was einem Verbrauch von mehreren Monaten entspricht.[59]

Die deutschen Pumpspeicherkraftwerke haben eine Kapazität von 0,04 TWh und sind für eine Nutzungsdauer im Stundenbereich ausgelegt.[60] Zwar haben Pumpspeicherwerke einen deutlich höheren Wirkungsgrad (zwischen 70 % und 85 %), die Wirtschaftlichkeit wird aber auch durch die erheblichen Investitionskosten und den Flächenverbrauch bestimmt. Die installierte Leistung wird ausgebaut, kann aber in Deutschland aufgrund topographischer wie auch politischer Gründe nicht in die Größenordnung der Speicherfähigkeit des Erdgasnetzes kommen. Großes Potential für Speicherkapazitäten existiert dagegen in Nordeuropa. In Norwegen gibt es z.B. für Speicherwasserkraftwerke nutzbare Reservoire mit einer potentiellen Speicherkapazität von insgesamt etwa 84 TWh, in Schweden von ca. 34 TWh.[61] Diese Speicherkapazität liegt in einer ähnlichen Größe wie die Speicherkapazität des deutschen Gasnetzes.

Einsatz von EE-Gas in der Mobilität

miniatur EE-Gas kann in Brennstoffzellenfahrzeugen oder auch zum Antrieb von Gasfahrzeugen mit Verbrennungsmotor eingesetzt werden. Eine wichtige Anwendung von EE-Gas in Form von EE-Wasserstoff wird möglicherweise die Mobilität in Form von Treibstoff für Brennstoffzellenfahrzeuge sein. Dies erklärt sich aus folgenden Gründen:

  • Die Gewinnung von EE-Wasserstoff erfolgt in Zeiten hohen Energieangebotes aus Wind- bzw. Solarenergie mit dem Ziel, Energie aus dem elektrischen System herauszutransferieren: Eine Rückführung dieser Energie in das elektrische System ist mit hohen Verlusten verbunden und sollte unterbleiben bzw. Engpasszeiten (zu wenig Stromangebot) vorbehalten bleiben.
  • Die Nutzung von EE-Wasserstoff in der Mobilität erzielt mit ca. 50 % den höchsten Wirkungsgrad und den besten wirtschaftlichen Effekt – letzteres insbesondere, weil Brennstoffzellenfahrzeuge nur etwa 10–20 kWh Energie (ca. 0,35–0,7 kg Wasserstoff) auf 100 km benötigen.[62][63] Während Fahrzeuge mit Verbrennungsmotoren etwa 50–150 kWh Primärenergie auf 100 km benötigen, verbrauchen Brennstoffzellenfahrzeuge auch unter Berücksichtigung der Umwandlungsverluste zu Wasserstoff nur ca. 30 kWh primären Wind- oder Solarstromes. Bei Einsatz von Windstrom im Wert von ca. 0,10 €/kWh sind Windwasserstoffpreise von ca. 8 €/kg erzielbar, was etwa 0,27 €/kWh entspricht. Somit sind Treibstoffkosten von 8 bis 16 € pro 100 km erzielbar, was mit heutigen Kosten vergleichbar ist. Allerdings wird auf Wasserstoff derzeit keine Mineralölsteuer erhoben.
  • Während Erdöl immer knapper und teurer wird, sinken die Preise für Wind- und Solarstrom ständig.

Europäisches Forschungsprojekt HELMETH

Im April 2014 wurde das von der EU geförderte und vom Karlsruher Institut für Technologie (KIT) koordinierte[64] Forschungsprojekt HELMETH[65] (Integrated High-Temperature ELectrolysis and METHanation for Effective Power to Gas Conversion) gestartet[66]. Beteiligt sind neben dem KIT: Politecnico di Torino (POLITO), Sunfire GmbH, ERIC, EEI, Nationale Technische Universität Athen (NTUA) und der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW). Ziel des EU-Projekts ist es, die Machbarkeit eines hocheffizienten Power-to-Gas-Prozesses mit thermischer Integration von Hochtemperaturelektrolyse (SOEC) und CO2-Methanisierung zu demonstrieren. Durch die thermische Integration von exothermer Methanisierung und Verdampfung für die Wasserdampfelektrolyse wird ein Wirkungsgrad von über 85 % erwartet (Brennwert des erzeugten Methans bezogen auf die eingesetzte elektrische Energie). Die Kopplung der Komponenten unter erhöhtem Druck ist für das Jahr 2016 in einer Demonstrationsanlage mit ca. 30 kW Leistung geplant.

"Power-to-Liquids": Benzin, Diesel & Kerosin aus CO2 für 1 €/l bis 1.30€/l

ifJMyK1.png
Sunfire: Das Verfahren ist uralt, doch neue Methoden machen die Idee jetzt wirtschaftlich[67]


Aus CO2 und Wasser macht diese Anlage Benzin
Das Verfahren ist uralt, doch der entscheidende Durchbruch soll nun (im November 2014) gelungen sein. Forscher wollen Benzin aus CO2 herstellen – und das für einen Euro pro Liter. Kann das den Klimawandel stoppen?[67] Der Kampf gegen den Klimawandel währt jetzt schon Jahrzehnte: Zwanzig globale Klimaschutzkonferenzen der Vereinten Nationen, nationale Aktionsprogramme, Energiespar-Appelle und Ökostrom-Subventionen im Multi-Milliardenbereich haben nichts genutzt: Das "Treibhausgas" genannte Kohlenstoffdioxid, das bei Verbrennungsprozessen anfällt, sammelt sich weiter in der Atmosphäre an. Auf der neuen Weltklimakonferenz der UN, die Anfang Dezember in Lima/Peru stattfindet, suchen Staatschefs, Energie- und Umweltminister erneut nach einem Abkommen, das den CO2-Ausstoß begrenzen kann. Denn noch immer gilt die Botschaft des UN-Forschergremiums IPCC, dass die durch CO2 ausgelöste Erderwärmung zu unermesslichen Folgeschäden führt. Doch Hoffnung auf einen Durchbruch bei den Verhandlungen hegt ernsthaft eigentlich niemand mehr. Gerade in diesem Augenblick, da sich die Politik mit der Lösung der CO2-Problematik überfordert zeigt, meldet sich die Wissenschaft mit neuen Lösungsvorschlägen zu Wort. Noch gibt es nichts Fertiges, noch wird experimentiert. Doch jüngste Forschungsergebnisse machen zunehmend Hoffnung, dass man der CO2-Anreicherung in der Atmosphäre auf wirtschaftliche und umweltverträgliche Weise etwas entgegen setzen kann. Der Trick: Die Forscher definieren das als Klimagift verschriene CO2 vom Sondermüll zum Rohstoff um.

Durchbruch bei der Wiederverwertung von CO2?
Am Freitag, dem 14. November 2014 besucht Bundesforschungsministerin Johanna Wanka (CDU) in Dresden die Firma "Sunfire", ein Gemeinschaftsunternehmen von insgesamt zehn Partnern aus Industrie und Wissenschaft. Das Unternehmen verspricht nichts weniger als eine industrielle Wiederverwertung von Kohlendioxid in großem Stil und damit einen wichtigen Baustein zur Lösung des globalen Klimaproblems. Im Bundesforschungsministerium ist man vom großen Potenzial des neuen Verfahrens überzeugt: "In der Sunfire-Pilotanlage wird Kohlendioxyd zu Kraftstoff verarbeitet", sagte Ministerin Wanka der "Welt" vor der Projekteinweihung in Dresden. "Dieses Verfahren senkt den CO2-Ausstoß und macht uns unabhängiger vom Erdöl. So schützen wir das Klima, schonen Ressourcen und fördern zugleich eine Technologie, die wirtschaftliches Wachstum verspricht." Es geht um die Erprobung einer so genannten "Power-to-Liquids"-Anlage. Mit Hilfe von Ökostrom soll aus Kohlenstoffdioxid (CO2) und Wasser (H2O) zunächst ein sogenanntes Synthesegas hergestellt werden. Ein "Synthesereaktor" setzt die gasförmigen Moleküle dann zu flüssigen Kohlenwasserstoffen neu zusammen: Benzin, Diesel, Kerosin. "Auch hochwertige Zusatzstoffe für Kosmetika, Wachse und andere Chemikalien können so hergestellt werden und in den entsprechenden Industrien fossiles Rohöl ersetzen", heißt es beim Industriekonzern Bilfinger, der an dem Projekt beteiligt ist.[67]

Forscher glauben an Lösung des Energieproblems
Die Grundlagen der Technik sind alles andere als neu. Die so genannte Fischer-Tropsch-Synthese wurde schon 1925 entwickelt: Am Kaiser-Wilhelm-Institut für Kohlenforschung in Mülheim an der Ruhr. Im Zweiten Weltkrieg verzehrten deutsche U-Boot-Besatzungen oder Soldaten des Afrikakorps sogar ausschließlich synthetisches Speisefett, das nach dem Verfahren der Chemiker Franz Fischer und Hans Tropsch hergestellt wurde: Es schmeckte angeblich fast wie Butter, und blieb lange haltbar, ohne ranzig zu werden. Das Problem mit dem Fischer-Tropsch-Verfahren war bislang nur: Es war nicht wirtschaftlich. Zu große Energiemengen mussten für einen recht geringen Ertrag aufgewendet werden. Jetzt glauben die in der Sunfire GmbH zusammengeschlossenen Unternehmen und Institute allerdings, dieses Problem geknackt zu haben: Mithilfe einer so genannten Hochtemperatur-Wasserstoff-Elektrolyse" könne die Energieeffizienz auf rund 70 Prozent gesteigert werden. "Erst diese Effizienzsteigerung macht den Power-to-Liquids-Prozess wirtschaftlich", heißt es beim Ingenieurs-Konzern Bilfinger: "2016 soll die Technik im industriellen Maßstab verfügbar sein." Die zahlreichen Vorteile des Verfahrens listet Bilfinger in einem Faktenblatt stichwortartig auf: "Erneuerbaren, schwefelfreien, motorenkompatiblen Flüssigkraftstoff produzieren; Große Mengen CO2 recyceln; Synthetischen Flüssigkraftstoff ohne Einsatz von Biomasse produzieren."[67]

Die Folgen für Wirtschaft und Klimaschutz wären enorm
Nicht nur der Name Bilfinger steht dafür, dass es sich hier um ein ambitioniertes Entwicklungsprojekt handelt: Mit an Bord bei der Sunfire GmbH sind auch die Universitäten Bayreuth und Stuttgart, das Forschungszentrum Jülich, die Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung der angewandten Forschung, der Energiekonzern Vattenfall und die Deutsche Lufthansa. Gefördert wird das "Leuchtturmprojekt" des Bundesforschungsministeriums im Rahmen des Programms "Technologien für Klimaschutz und Nachhaltigkeit" mit 6,4 Millionen Euro, die Industrie übernimmt Kosten von vier Millionen Euro. Falls bei Dresden der Durchbruch im CO2-Recycling gelingt, wären die Folgen für Wirtschaft und Klimaschutz enorm. Zunächst soll die Pilotanlage zwar nur ein Barrel (159 Liter) Kraftstoff pro Tag produzieren. "Die Anlage ist jedoch so aufgebaut, dass eine hohe Skalierbarkeit gegeben ist", erklärte eine Sprecherin des Bundesforschungsministeriums auf Nachfrage: "Anvisierte Kapazitäten von künftigen Industrieanlagen sind 15.000 Tonnen pro Monat beziehungsweise 180.000 Jahrestonnen." Zwar stoßen auch Fahrzeuge, die synthetischen Kraftstoff verfahren, Kohlendioxid aus. Doch die Sunfire-Projektgruppe schätzt die CO2-Emissionseinsparung gegenüber fossilem Kraftstoff auf satte 85 Prozent.[67]

Auch an der Zapfsäule könnte das Gemisch preislich bestehen
Ob und wie stark sich der synthetische Kraftstoff am Markt gegen fossile Rohöl-Produkte durchsetzen kann, hängt von mehreren Faktoren ab. Nach Ministeriumsangaben könne der neue Ökosprit aus CO2 und Wasser "zu Kosten von circa einem Euro pro Liter erzeugt werden." Da dieser Kraftstoff die Umwelt nicht nur nicht belastet, sondern ihr qua CO2-Entzug sogar guttut, dürfte der Synthese-Sprit allerdings auch weniger stark mit umweltpolitisch motivierten Steuern und Abgaben belegt werden als fossiler Kraftstoff: An der Zapfsäule könnte das Gemisch preislich also durchaus bestehen. Dem Klimaschutz könnte der Synthese-Sprit mehr helfen, als alle UN-Klimakonferenzen der vergangenen zwanzig Jahre zusammen. Denn das Potenzial zum CO2-Recycling ist hoch: Für die Produktion von einer Tonne Kraftstoff werden in dem neuen Verfahren 3,2 Tonnen Kohlendioxid verwertet, und damit auch unschädlich gemacht. "Darüber hinaus wird der CO2-Ausstoß durch Substitution der entsprechenden Menge Erdöl reduziert", heißt es beim Bundesforschungsministerium. Die Beamten verweisen auf Schätzungen des Chemieverbandes Dechema: Danach könnten bei flächendeckender Einführung von Power-to-Liquids-Technologien "bis zu zehn Prozent des jährlichen anthropogenen CO2-Ausstoßes in Kraftstoffe umgewandelt werden, was circa zwei bis drei Gigatonnen pro Jahr entspricht. Das ist das Zwei- bis Dreifache dessen, was Deutschland als größter CO2-Emittent der Europäischen Union jährlich in die Luft bläst.[67] Laut ZDF heute Journal vom 4.Dez.2014 [68] ist das Hauptproblem bei diesem Verfahren der Preis für den so gewonnenen Treibstoff. Demnach kann man einen Liter derzeit nur für 1 bis 1,30 € pro Liter herstellen, und zwar ohne Steuern.

Urbanisierung: Mikroklima wird in Großstädten wie Graz, Linz, Wien immer schlechter

Fernkälte: Grundprinzip wie bei Fernwärme-Netzen, nur umgekehrt

4zvg2Ky.png
So funktioniert die Fernkälte der Stadt Wien mit 13 Fernkälte-Zentralen: Kälteleistung 100 MW wie 600.000 Kühlschränke[69]


Erfunden haben es die Pariser. Sie temperierten bereits in den 1990er-Jahren die ersten Adressen – von Nationalversammlung bis Louvre – mit Fernkälte. Ein 70 Kilometer weit verzweigtes Rohrnetz in der Kanalisation der Millionen-Metropole macht es möglich. Das nötige Wasser liefert die Seine. Bald sollten andere Großstädte in Europa folgen – Stockholm, Barcelona, Amsterdam und 2006 auch Wien. Das Grundprinzip funktioniert wie bei den bekannten Fernwärme-Netzen, nur umgekehrt: "Die Müllverbrennungsanlagen liefern Wärme – auch im Sommer. Die braucht man zwar für Heißwasser. Doch das, was übrig bleibt, kann man in Kälte verwandeln", erklärt Boris Kaspar von Wien Energie. Die wird aber nicht in das vorhandene Fernwärme-Netz eingespeist. "Das würde nicht funktionieren. Denken Sie nur an eine eiskalte Flasche, die aus dem Kühlschrank genommen wird – sofort entsteht Kondenswasser. Unterm Heizkörper würden sich Pfützen bilden." Man braucht ein eigenes abgedichtetes Rohrleitungsnetz, wie es z.B. in der Stadt Wien mit 13 Fernkälte-Zentralen mit 100 MW Leistung schon realisiert wurde (siehe Fernkälte-Grafik "So funktioniert Fernkälte" im Kurier vom 9.7.2015) ). Allerdings nur für Großkunden, die ein spezielles Kühlsystem, Betonteilaktivierung genannt, eingebaut haben. Der Aufwand, ein solches System einzurichten, sei gigantisch und rechne sich für Privatkunden nicht.[69]

Urbane Hitze-Inseln (UHI): Temperaturen um bis zu 12°C höher

Das Kühlen von Städten ist eines der heißesten Themen, denn Wissenschafter prophezeien, dass die Temperaturen in den Metropolen um bis zu zwölf Grad höher sein werden als im Umland. Der Grund ist bekannt: Hier bilden sich urbane Hitzeinseln, kurz UHI genannt. Umweltverschmutzung; Autos und Häuser, die Wärme abgeben; Gebäude, die den Luftdurchzug verstellen; Asphalt, der verhindert, dass Regenwasser einsickern und wieder verdunsten kann – es gibt viele Übeltäter. Gleichzeitig speichern Straßen und Häuser die Hitze, die sie nach Sonnenuntergang wieder ausstrahlen. Tropennächte mitten in den Städten – die Folge falscher Stadtplanung mit viel zu wenig Grün- und Wasserflächen.[69]

Mehr Bäume, Parks, Grün- und Wasserflächen in Städten verbessern das Mikroklima

Mit hellen Folien oder speziellen Dachsteinen, die zwar aussehen wie normale, aber besonders gut Hitzestrahlen reflektieren, Green Roofs (Dachbegrünungen), Begrünung von Hausfassaden oder Efeu an den Mauern könne man auf ein Minus von 3,6 bis 11,3 Grad Celsius in den Städten kommen, haben Forscher errechnet. Wenn benachbarte Dach- und Fassadenflächen gemeinsam eine größere Grünfläche ergeben, kann sich das auf das Mikroklima ganzer Stadtviertel positiv auswirken. Vor allem, wenn diese grünen Inseln in unterschiedlichen Höhen liegen und durch Straßenbäume und kleinere Parks miteinander verbunden werden. Der kühlende Effekt von Parks (im Idealfall mit großen Wasserflächen (wie es z.B. im Englischen Garten oder in Nymphenburg in München vorbildlich realisiert wurde) und Grünflächen sei nämlich bestenfalls 300 Meter, im Normalfall aber nur 100 Meter weit zu spüren. Von wenigen großen Parks profitieren also nur wenige Anrainer. Gibt es aber viele kleine Grüninseln, kühlen die UHI großflächig ab – allerdings nur, wenn keine Gebäude den kühlenden Luftzug blockieren. In vielen großen Städten in Österreich wie z.B. in Linz gibt es wohl schon seit Jahrzehnten Parkanlagen, die Stadtregierung von Linz langjährig unter SPÖ-Führung, früher mit Bürgermeister Franz Dobusch und jetzt mit Bürgermeister Klaus Luger hat jedoch bis 2015 keine professionelle Mikroklima-Stadtplanung beauftragt. In den großen Parkanlagen am Freinberg, am Bauernberg und im Volkspark Kleinmünchen (Wasserwald) wurden daher keine großen Wasserflächen oder Wasserfälle wie in den Münchner Parkanlagen oder wie im Central Park in New York eingeplant. Der Wasserwald heißt zwar Wasserwald, es gibt aber leider keine großen Wasserflächen im Wasserwald. Viele Wohnanlagen in Linz wurden zwar inzwischen an das Fernwärmenetz angeschlossen, Fernkälteanschlüsse gibt es jedoch für die Linzer in Eigentumswohnanlagen (z.B. am Froschberg) im Jahr 2015 nicht. Mit neuen Wohnanlagen werden auch immer mehr Grünflächen durch Beton und Asphalt versiegelt, während die Stadt Linz keine Aktivitäten zur Vergrößerung der Parkanlagen setzt, wie es z.B. durch Absiedlung des städtbaulich falsch gelegenen Stadions am Froschberg in das Areal des zur Geisterstadt gewordenen Einkaufszentrums "Uno City" bzw. "Uno Shopping" möglich wäre. Die Stadt Linz könnte auch den Freinbergpark in Richtung Leonding erweitern, auch Flächen unter der Freinbergstraße östlich vom bekannten Restaurant Wienerwald wären für eine Vergrößerung des Freinbergparks geeignet, wo es bisher weder eine horizontale Wasserfläche (möglich wäre dies z.B. neben dem Sender bei der Franz-Josefs-Warte) noch einen Wasserfall auf abschüssigem Gelände gibt. Auch das frühere Frachtenbahnhof-Areal wurde zu einem großen neuen Wohngebiet mit wieder mehr Beton und Asphalt umgewidmet, obwohl auf diesem Areal auch große Parkanlagen mit Wasserflächen möglich gewesen wären. Die Linzer müssen daher an den heißen Sommertagen in kühlere Urlaubsregionen wie das oberösterreichische Salzkammergut (Gmunden, Offensee, Attersee, Traunsee, Hallstatt, Hallstätter See) oder das steirische Salzkammergut (Altaussee, Bad Aussee) flüchten, wo es 2015 immer um mindestens 5°C kühler als in Linz, Wien oder Graz ist. Geht die Stadtplanung in den großen österreichischen Städten weiter so unprofessionell wie bisher mit dem Mikroklima um, so wird es in Graz, Linz oder Wien in Zukunft um bis zu 11°C wärmer sein als im Salzkammergut.[69]

Weitere Informationen

Siehe auch

Einzelnachweise

  1. European Commission: Emissions Trading System: Allowances and caps
    Cap for fixed installations decreases each year, abgerufen am 19. Okt. 2014
  2. 2,0 2,1 European Commission: The EU Emissions Trading System (EU ETS), abgerufen am 19. Oktober 2014
  3. http://carbonmarketwatch.org/wp-content/uploads/2010/06/nicola-jaeger_der-clean-development-mechanism-cdm-abused-by-germany2.pdf
  4. The European Union Emissions Trading System Review of Environmental Economics and Policy 2007
  5. 5,0 5,1 EU-Maßnahmen gegen den Klimawandel: Das Emissionshandelssystem der EU (PDF; 1,5 MB), Ausgabe 2009, Europäische Kommission
  6. CO2-Emissionsgrenzwerte für Kraftwerke – Ausgestaltungsansätze und Bewertung einer möglichen Einführung auf nationaler Ebene. Institute for Advanced Sustainability Studies. Seite 9, Abgerufen am 1. Mai 2014.
  7. Alle NAPs der zweiten Phase (2008–2012) zum Download (Englisch und Landessprache), Europäische Kommission, 2. März 2009
  8. Ecologic (2005): Strompreiseffekte des Emissionshandels – Bewertung und Lösungsansätze aus ökonomischer Sicht. Kurzgutachten für Greenpeace. (PDF; 368 kB), S. 2
  9. 9,0 9,1 Regina Betz, Karoline Rogge, Joachim Schleich: EU emissions trading: an early analysis of national allocation plans for 2008–2012, S. 374. In: Michael Grubb, Regina Betz,Karsten Neuhoff (Hrsg.): National Allocation Plans in the EU Emissions Trading Scheme: Lessons and Ímplications for Phase II, Earthscan, 2007, ISBN 978-1-8440-7472-3, S. 361–394
  10. Momtchil Michliachki: Die Schlüsselrolle der deutschen Stromwirtschaft im europäischen Emissionshandel, 2009, ISBN 3-86815-250-4, S. 24 ff
  11. VIK-Berechnungen zu den Windfall Profits der Strombranche durch den CO2-Emissionshandel, 2005, PDF
  12. Official Journal of the European Union, L 140/63, 5. Juni 2009: DIRECTIVE 2009/29/EC OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL of 23 April 2009 amending Directive 2003/87/EC so as to improve and extend the greenhouse gas emission allowance trading scheme of the Community (PDF)
  13. Free allocation based on benchmarks, EU Kommission
  14. Emissionshandel: Das Geschäft mit dem CO2, DieZeit, 1. April 2011
  15. 15,0 15,1 Die Zusatzgewinne ausgewählter deutscher Branchen und Unternehmen durch den EU-Emissionshandel, WWF, 2014
  16. Siehe Änderung 12, Art. 10a Abs. 11, RL 2009/29/EG (PDF)
  17. Einigung auf verwässertes Klimapaket, derStandard Online, 12. Dezember 2008
  18. Europas Energie-Fresser kommen glimpflich davon, Spiegel Online, 12. Dezember 2008
  19. Siehe Änderung 12, Art. 10c Abs. 2, RL 2009/29/EG (PDF)
  20. Richtlinie 2009/29/EG, Artikel 10a (siehe Punkt 2 und 8), EUR-Lex Amtsblatt der Europäischen Union, 27. April 2011
  21. Klimapaket mit Krisenrabatt, Die Presse (Printausgabe), 13. Dezember 2008
  22. Kernelemente der neuen EU-Richtlinie zum Emissionshandel (PDF; 82 kB), Bundesumweltministerium
  23. 23,0 23,1 Richtlinie über die Dritte Phase des Europäischen Emissionshandelssystems , Europäisches Parlament, 8. Dezember 2008
  24. Fauler Kompromiss zum Emmissionshandel, Wirtschaftswoche Online, 16. Dezember 2008
  25. 25,0 25,1 Brüssel: EU-Gipfel beschließt Klimaziele für 2030, FAZ, 24. Okt. 2014
  26. Klimaziele 2030: Klimapolitik nervt Europas Stahlkocher, FAZ, 22. Okt. 2014
  27. Klimaschutz: USA und China einigen sich auf neue Klimaziele, Die ZEIT, 12. November 2014
  28. Flugverkehr in den CO2-Emissionshandel einbeziehen, Greenpeace, 15. Juni 2006
  29. EU zwingt Airlines zum Klimaschutz, Welt Online, 8. Juli 2008
  30. Pressemitteilung von Peter Liese, Hans-Peter Liese (Mitglied des Europäischen Parlaments)
  31. EU-Parlament verschärft Emissionsziele für Flugzeuge, Financial Times Deutschland, 13. November 2007
  32. Johnny Erling: Europäischen Airlines drohen Milliardenverluste. Die Welt Online, 11. Juni 2012, abgerufen am 11. Juni 2012.
  33. EU: Werden Widerstand gegen Emissionshandel nicht dulden. Reuters Deutschland, 28. Februar 2012, abgerufen am 28. Februar 2012.
  34. Spiegel-Online-Meldung vom 21. Dezember 2011
  35. Spiegel-Online-Meldung vom 12. November 2012; Abgerufen am 14. Februar 2013
  36. Eva Mahnke: Nichts als Ablenkungsmanöver. klimaretter.info, 10. Oktober 2013, abgerufen am 28. Dezember 2013.
  37. 37,0 37,1 Eder: "Werden die EU-Klimaziele umgesetzt, dann ist die Lebensdauer der voestalpine-Roheisenerzeugung in Europa begrenzt", APA/schu, 16.10.2014, wirtschaftsblatt.at
  38. 38,0 38,1 Wolfgang Eder: "Die EU-Klimaziele sind technologisch unmöglich", Wiener Zeitung, 17. Oktober 2014:
    "In Asien stehen Hochöfen, die beim Zwei- bis Dreifachen des CO2-Emissionswertes des Linzer Hochofen A liegen
  39. 39,0 39,1 voestalpine-Chef: CO2-Kosten machen Investitionen unmöglich, DiePresse.com, 20.10.2014
  40. 40,0 40,1 Leitl & Foglar warnen: Neue Klimaziele vertreiben Industriebetriebe, Kurier, Mag. Michael Bachner, 13. Oktober 2014
  41. Die Klimapolitik bereitet der Stahlbranche in Duisburg Sorge, WAZ.de, Willi Mohrs, 03.11.2014
  42. Chemische Speicherung regenerativer elektrischer Energie durch Methanisierung von Prozessgasen aus der Stahlindustrie, Chemie Ingenieur Technik, Volume 86, Issue 5, pages 734–739, May 2014, Maximilian  A. Schöß, Dr.-Ing. Alexander Redenius, Prof. Dr.-Ing. Thomas Turek und Prof. Dr.-Ing. Robert Güttel, Article first published online: 26 FEB 2014, DOI:10.1002/cite.201300086
  43. Michael Sterner, Mareike Jentsch und Uwe Holzhammer: Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines Windgas-Angebotes (PDF; 2,1 MB). Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) Kassel, Feb. 2011.
  44. Bundesnetzagentur - Definition Power to Gas. Abgerufen am 14. April 2012.
  45. Vgl. Matthias Heymann, Die Geschichte der Windenergienutzung 1890-1990, Frankfurt New York 1995, S. 54.
  46. Matthias Heymann, Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990. Frankfurt am Main/ New York 1995, S. 64–66.
  47. dena - Strategieplatform Power to Gas. Abgerufen am 14. April 2012.
  48. 48,0 48,1 48,2 Sarah Sommer (26. März 2012): Lobby will Ökostrom im Gasnetz speichern. Abgerufen am 21. April 2012.
  49. Weert Canzler, Andreas Knie, Schlaue Netze. Wie die Energie- und Verkehrswende gelingt, München 2013, S. 47.
  50. A. Moser, N. Rotering, W. Wellßow, H. Pluntke, Zusätzlicher Bedarf an Speichern frühestens 2020. Elektrotechnik & Informationstechnik 130, (2013) 75-80, S. 77-79. DOI:10.1007/s00502-013-0136-2
  51. Dan Gao, Dongfang Jiang, Pei Liu, Zheng Li, Sangao Hu, Hong Xu, An integrated energy storage system based on hydrogen storage: Process configuration and case studies with wind power. Energy 66 (2014) 332-341 DOI:10.1016/j.energy.2014.01.095.
  52. 52,0 52,1 Ontras gegen zu viel Wasserstoff, vom 20.04.2012. Abgerufen am 21. April 2012.
  53. Prüfung der klimapolitischen Konsistenz und der Kosten von Methanisierungsstrategien. Ökoinstitut. Abgerufen am 27. Juli 2014.
  54.  Jens Hüttenrauch, Gert Müller-Syring: Zumischung von Wasserstoff zum Erdgas. Nr. 10, 2010, S. 68–71 ([www.gat-dvgw.de/fileadmin/gat/newsletter/pdf/pdf_2010/03_2010/internet_68-71_Huettenrauch.pdf Online als PDF], 176 KiB, abgerufen am 2. November 2013).
  55. Transport von Wasserstoff (Quelle: TÜV Süd)
  56. Wasserstoff als Energieträger (Quelle: Air Liquide)
  57. Biogaseinspeisung Seite 63, Studie herausgegeben von der Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (PDF; 5,8 MB)
  58. Ulrich Wernekinck: Gasmessung und Gasabrechnung, 3. Auflage, DVGW Praxiswissen, ISBN 3-8027-5617-7 Seite 129
  59. "Fraunhofer Presseinformation: Strom-Ergas-Speicher". Abgerufen am 27. März 2011.
  60. 100% erneuerbar Verein e.V.: Windgas – oder wie man mit fluktuierendem Ökostrom eine sichere Energieversorgung ermöglicht. Abgerufen am 27. März 2011.
  61. G. Czisch: Storage Hydro Power in Europe. Rated Power, Storage Capacity and Annual Energy Production. Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET), 2000, abgerufen am 24. Oktober 2011 (englisch/deutsch).
  62. Britisches Brennstoffzellenauto ist Open Source, 17.06.2009. Abgerufen am 21. April 2012.
  63. Mercedes S-Klasse für 2025. Abgerufen am 21. April 2012.
  64. Engler-Bunte-Institut Bereich Verbrennungstechnik - Projekt HELMETH. Abgerufen am 31. Oktober 2014.
  65. Projekthomepage - HELMETH. Abgerufen am 31. Oktober 2014.
  66. Karlsruher Institut für Technologie - Presseinformation 044/2014. Abgerufen am 31. Oktober 2014.
  67. 67,0 67,1 67,2 67,3 67,4 67,5 Wirtschaft & Klimaschutz: Aus CO2 und Wasser macht diese Anlage Benzin, "Power-to-Liquids"-Anlage der Fa. Sunfire in Dresden, Die WELT, 12.11.14
  68. Erdöl aus Kohlendioxid? Klingt unmöglich. Doch genau das ist Forschern aus Dresden nach sechs Jahren gelungen: Aus CO2, Wasser und Ökostrom wird der Stoff, der Erdöl vollständig ersetzen kann], ZDF heute Journal vom 4.Dez.2014 6:00, Mediathek-Beitrag mit Länge 2 Min 16 Sek
  69. 69,0 69,1 69,2 69,3 Wie Metropolen in Zukunft gekühlt werden können: Forscher arbeiten an Konzepten, wie man der Hitze in der Stadt beikommt, Susanne Mauthner-Weber, Kurier vom 9.7.2015