5. Jahrgang 16. Dezember 2014 Nr. 24/25 Stromnetze: Die Angst vor der Größe Warum es zu keinen Einsparungen bei den Kosten kommt Von Dieter Friedl Schon vor einem Jahrzehnt wollten der damalige Wirtschaftsminister Bartenstein und der damalige Verbundchef Haider in Österreich eine Zusammenführung der Stromnetze herbeiführen. Den Landesversorgern sollten ihre Stromnetze teilweise vom Verbund abgekauft werden. Wien und Niederösterreich sollten dabei den Vorreiter spielen. Inzwischen ist viel Wasser die Donau hinunter geflossen ohne dass sich etwas getan hat. Auf Druck der EU mussten die heimischen Stromkonzerne ihre Netze in eigene Firmen ausgliedern (unbundling), was eigentlich einer Stromlösung förderlich wäre, tut es aber nicht. Nun geht es der Stromwirtschaft schlecht und es tauchen wieder die alten Pläne auf. Die heimische E-Control trommelt immer wieder, wie sinnvoll es wäre, dass Österreichs 140 Stromnetzbetreiber sich in größeren Einheiten finden sollten, jüngst hat auch der Chef der Energie AG, Leo Windtner derartige Forderungen aufgestellt. Dabei geht es gar nicht um riesige Summen. Die heimischen Netzkosten betragen insgesamt rund 1,6 Milliarden Euro, das Einsparungspotential könnte nach Expertenmeinung vielleicht bei 5 Prozent liegen. Es ginge also um etwa 100 Millionen. Schon in den letzten Jahren mussten die Netzkosten auf Betreiben der E-Control jährlich um einige Prozent gesenkt werden. Damit dürfte nun aber wegen des notwendigen kostspieligen Ausbaus der Netze Schluss sein. Also denkt man wieder an die Möglichkeit Kosten einzusparen. In der heimischen wirtschaftspolitischen Landschaft allerdings kaum durchsetzbar. Für die beiden großen Netzbetreiber in Wien und Niederösterreich ist die politische Ausrichtung eine absolute Barriere. Bei der EVN ist die Vorstellung mit der kostentreibenden Beamtenhochburg Wiener Netze unter einem Dach zu arbeiten nicht vorstellbar. Auch in Oberösterreich können die schwarze Energie AG den roten Linzer Stadtwerken wenig Interesse entgegenbringen, was allerdings in Salzburg gelungen ist. Bei den vielen kleinen Netzbetreibern schauen die betroffenen Bürgermeister darauf, dass ihre Selbständigkeit nicht gefährdet ist. Aus dem Inhalt Seite 2 Die Welt ohne SouthStream Seite 4 SmartMeter: Jetzt geht s los Seite 5 Gasspeicherbetreiber-Protest Seite 6 Wiener Stadtwerke sorgen vor Wobei die kleinen Netzbetreiber oft weit kostengünstiger agieren können. Sie sind meist nicht gewerkschaftlich organisiert, haben weit günstigere Lohnkosten und es gibt keinen Benefits wie etwa bei den Wiener Netzen. Also warum soll man sich einen großen Netzbetreiber ans Bein binden. Vom Markt kommt nach wie vor zu wenig Druck und die Politik nimmt viele ihrer Netzbetreiber in Geiselhaft. Nun könnte es aber doch zu einer Clusterbildung kommen. Die Einführung intelligenter Stromzähler (SmartMeter) ist kostenaufwendig und dürfte manch kleine Netzbetreiber auch organisatorisch überfordern. Es gibt erste Anzeichen zu einer Gruppenbildung. Vielleicht der erste Schritt auf dem Weg zu größeren Einheiten.
Analyse Warum SouthStream geplatzt ist Gazprom mit dem Rücken zur Wand Wilde Türkeipläne Von Dieter Friedl Russland hat die Reißleine beim umstrittenen SouthStream Gaspipelineprojekt gezogen. Offiziell will man die Schuld der EU geben, die nicht auf die Bedingungen der Russen einging. Inoffiziell sind allerdings ganz andere Gründe maßgebend. Russland hat zwar bereits fast 4 Mrd. Euro in das Projekt investiert, nun drohte aber das Geld auszugehen. Und einige SouthStreampartner haben signalisiert nicht mehr mitziehen zu wollen. SouthStream hätte 25 bis 30 Milliarden Dollar gekostet, die in Anbetracht der Blockade von Finanzströmen im Rahmen der Ukrainekrise nicht mehr aufzubringen gewesen wären. Gazprom hatte sich auch verpflichtet Serbien und Bulgarien die Baukosten für die Gasleitung vorzustrecken. In Anbetracht des Ölpreisverfalls fehlt nun Geld an allen Ecken und Enden. Erschwerend kam auch noch hinzu, dass Russland mit China den Bau einer Pipeline vereinbart hat, bei der die Russen 55 Mrd. Dollar beisteuern müssten, China jedoch nur 20 Milliarden. Das für SouthStream vorgesehene Gas kann nicht für Chinalieferungen verwendet werden, weil die dafür notwendigen viele tausend Kilometer einer Verbindungspipeline einfach nicht vorhanden sind. Also wohin mit dem vielen Gas, auf dem Gazprom sitzt? Nun will man die Türkeikarte ziehen. Für die Versorgung der Türkei gibt es seit 2005 die Bluestream Leitung, deren Kapazität soll um 3 Mrd. cbm erweitert werden, wobei die Leitung derzeit gar nicht voll genutzt wird. Das wäre aber nur ein Tropfen auf den heißen Stein. Da die Rohre für eine Unterwasserpipeline bereits eingekauft wurden soll nun eine neue Pipeline in die Türkei gebaut werden. Übrigens: Rohre für 100 Millionen Euro hat die Voest bereits im Sommer 2014 ausgeliefert und bezahlt bekommen, für eine weitere Lieferung von 100 Millionen gibt es bereits einen Auftrag, mit der Auslieferung wurde noch nicht begonnen. Die Voest will nun einmal die weitere Entwicklung abwarten. Diese neue Gasleitung soll auf 50 Mrd. cbm ausgelegt werden, und Gas bis an die EU-Grenze liefern. Es wäre dann die Aufgabe von Europa selbst die Leitungen zu den Verbrauchern verlegen, Gazpromchef Miller. Gazprom kümmert sich demnach nicht mehr um den Bau von Leitungen in der EU. Ein Bluff, der bei Experten nur Kopfschütteln hervorruft, man kann sich nicht vorstellen, dass Milliarden Euro investiert werden, ohne zu wissen wie der Weitertransport erfolgen kann und wer das Gas kaufen soll. Gazprom hat schon jetzt das Problem für teures Geld die Nordstream Pipeline gebaut zu haben, die aber nur zur Hälfte ausgelastet werden kann, weil die EU bisher den Weitertraport über die Opalleitung blockiert. Immer wieder wird auch ins Spiel gebracht, dass Gazprom das unter der Federführung der OMV geplante Nabuccoprojekt zu Fall gebracht habe. Was ein Unsinn ist. Es ging um 10 Mrd. cbm Gas aus Aserbeidschan, das statt über Nabucco nun über die TAP- Pipeline (Transadrialeitung) nach Süditalien geliefert wird. Dieses Projekt ist zwar bereits genehmigt, hat aber einige Anlaufschwierigkeiten (E.ON und Total sind ausgestiegen, die Anteile wurden von Enagas übernommen) und dürfte frühestens 2020 in Betrieb gehen. Nun sind aber bereits Pläne aufgetaucht die TAP- Leitung von derzeit geplanten 10 Mrd. cbm 2
auf 20 Mrd. aufzustocken. Ursprünglich war TAP für Irangas geplant, nun gibt es nur Gas aus einem neuen, noch zu erschließenden Gasfeld in Aserbeidschan. Die zusätzliche Leitungskapazität könnte vielleicht doch mit Gas aus dem Iran gefüllt werden, aber auch Russengas könnte eingespeist werden, eine Denkvariante wäre auch noch Gas aus dem Nordirak. Faktum ist aber auch, dass der OMV- Gashub in Baumgarten in der Luft hängen könnte. Ob das Gas über die Ukraine kommt oder stattdessen über SouthStream gekommen wäre, ist egal. Das Gasnetz der Ukraine ist allerdings in einem äußerst schlechten Zustand, man Österreich müsste viele Milliarden die die Ukraine nicht hat in die Hand nehmen, um es wieder auf Vordermann zu bringen. Es könnte also durchaus sein, dass immer weniger Gas über die Ukraine kommt. Ein Problem für Baumgarten. Helfen könnte vielleicht ein von der OMV in Entwicklung befindliches neues Gasfeld im Schwarzen Meer. Man weiß aber noch nicht, ob und wie viel Gas vorhanden ist. Nicht vor 2020 wird man genaueres wissen. Sollten große Mengen vorhanden sein, müsste eine Pipeline gebaut werden, die in Baumgarten enden würde. Was den Gashub entsprechend aufwerten würde. EVN: Nachhaltig erwirtschaftete Dividende? Gaspreise werden nicht angetastet Tiefrote Bilanz Eine Dividende soll nachhaltig erwirtschaftet werden, ist eine gängige Meinung auch von großen deutschen Energiekonzernen. Nicht so beim niederösterreichischen EVN-Konzern, trotz tiefroter Bilanz wird an der Dividende des Vorjahres nicht gerüttelt, schließlich braucht der Mehrheitseigentümer, das Land Niederösterreich, Einnahmen. Dass die EVN dabei auch börsennotiert ist, scheint niemand zu stören. Allein fast 600 Millionen Euro müssen wertberichtigt werden, der Ausflug in den Osten erweist sich als äußerst verlustreich. Auch im Inland müssen Kraftwerke abgeschrieben werden, die RAG- Beteiligung liefert immer weniger Gewinnbeitrag. Die verlustreiche Econgas- Beteiligung steht nach wie vor zur Disposition. Man hat 60 Biogasanlagen, die angeblich keine Verluste machen und auch bei Auslaufen der Förderung nicht in den roten Bereich kommen werden. Hut ab. An den Gaspreisen für die Haushalte soll nichts geändert werden, weil man nicht mehr an ölindexierten Verträgen hänge. Das ruft in der Branche einige Verwunderung hervor. Die EVN hat im Geschäftsjahr 2013/14 wie erwartet wegen hoher Abschreibungen 299 Mio. Euro Verlust gemacht. 2012/13 hatte die EVN noch einen Gewinn von 109,3 Mio. Euro erzielt. 2014/15 will man über diesem Wert liegen. Der milde Winter senkte den Energieabsatz. In Niederösterreich wird in den nächsten vier Jahren 1 Mrd. Euro investiert. Das operative Ergebnis vor Abschreibungen, Zinsen und Steuern (EBITDA) sank um 65,9 Prozent auf plus 184,1 Mio. Euro. Das EBIT (Ergebnis vor Zinsen und Steuern) war mit 341,4 Mio. Euro negativ, nach einem Plus von 242,2 Mio. Euro. Das Finanzergebnis verbesserte sich um 55,3 Prozent auf minus 31,9 Mio. Euro. Der Umsatz sank um 6,2 Prozent auf 1,97 Mrd. Euro. An Wertberichtigungen musste die EVN in Summe 566 Mio. Euro verdauen. Dabei gab es Wertminderungen von 269,5 Mio. Euro für Firmenwerte und Kundenstöcke in Bulgarien und Mazedonien, für die Schlammtrocknung und Anlagenteile des 3
Blockheizkraftwerks in Ljuberzy (Moskau) sowie für Erzeugungskapazitäten (Kraftwerke) und Investitionen in diesem Bereich in Österreich, Deutschland und Bulgarien. Wertberichtigt wurden auch Leasingforderungen im Zusammenhang mit der "Müllverbrennungsanlage Nummer 1" in Moskau in Höhe von 191,4 Mio. Euro wegen "erheblicher Zweifel an der Realisierbarkeit des Projektes". Die Müllverbrennungsanlage könnte verkauft werden oder auch mit einem Partner betrieben werden. Bereits getrennt hat sich die EVN von einem ihrer Moskauer Projekte: Die Trinkwasseraufbereitungs- Anlage (Natriumhypochloritanlage) ging um 250 Mio. Euro an Mosvodokanal, den Wasserversorger der Stadt Moskau. Das entspricht den Investitionskosten (einschließlich erwarteter Ergebnisbeiträge). In Bulgarien in Mazedonien seien die Firmenwerte im Wesentlichen auf Null gestellt, so EVN-Vorstand Stefan Szyszkowitz. Als Grund für die Wertberichtigungen von Firmenwerten und Kundenstöcken in Bulgarien und Mazedonien hat die EVN bereits bei der Bekanntgabe im Sommer vor allem Preisänderungen durch die Regulierungsbehörden genannt. Weiter verringert haben sich die Netzverluste in diesen beiden Ländern, so der EVN- Vorstand heute. Aktuell lägen sie bei 10,5 Prozent in Bulgarien und 15,5 Prozent in Mazedonien. Es gab zuvor auch schon Werte von 17 Prozent bzw. 22 Prozent. Die technischen Netzverluste werden mit 6 bis 7,5 Prozent beziffert. Bei den Kraftwerken wurde Dürnrohr um 27 Mio. Euro abgewertet, der Anteil an den Verbund-Innkraftwerken um 41 Mio. Euro. Der EVN-Block des Kohlekraftwerks Dürnrohr werde weiter laufen, bekräftigte Layr heute. Das deutsche Kraftwerk Duisburg-Walsum (EVN-Anteil 49 Prozent) ist in Betrieb gegangen. Im Rechtsstreit mit dem Generalunternehmer Hitachi bzw. Versicherungen sei vom Schiedsgericht ein möglicher Urteilstermin mit Mitte 2016 genannt worden. Operativ hat sich bei der EVN in allen Versorgungsgebieten der milde Winter ausgewirkt, so Layr. Der Energieverkauf an Endkunden ging bei Strom auf 19.317 (20.209) GWh zurück, bei Erdgas auf 5.383 (6.333) GWh und bei Wärme auf 1.991 (2.062) GWh. Die Erzeugung aus Windund Wasserkraft ging witterungsbedingt ebenfalls zurück. Die Stromerzeugung insgesamt steigerte die EVN auf 4.395 (3.701) GWh, dabei stammten 2.527 (1.747) GWh aus Wärmekraftwerken. Bei Erneuerbarer Energie gab es ein Minus von 4,4 Prozent auf 1.868 GWh. Die "Stromhilfe" für Deutschland wird fortgesetzt. Aktuell sind für die kommenden zwei Winterhalbjahre 785 Megawatt (MW) Reservekapazitäten für Süddeutschland aus den Gaskraftwerken Theiss und Korneuburg reserviert. Für 2017 und 2018 seien derzeit Verträge zur Unterschrift im Haus, sagte Layr. Angeboten werden dem Netzbetreiber Tennet 450 MW. Österreich sei nur eines von vier Ländern in Europa, in denen es keine Regelungen für Kapazitätsmechanismen gebe. SmartMeter: Jetzt wird umgestellt Wien und EVN wollen 2015 entscheiden Der Umstieg auf SmartMeter kommt in Österreich nun doch langsam in Gang. Einige große Netzbetreiber haben zwar lange eine Abwehrschlacht geführt, nun haben sie sich aber in das Notwendige gefügt. Der Sprecher für die heimischen Netzbetreiber, Reinhard Brehmer, meint nun, dass alle heimischen Netzbetreiber sich in das Unvermeidliche fügen und nun einmal die Ausschreibung für die 4
benötigten Stromzähler in Angriff nehmen. So wird etwa Wien bis Ende Dezember die Unterlagen für die Ausschreibung für rund 1,5 Millionen SmartMeter fertig haben, eine Entscheidung soll dann bis Ende 2015 vorliegen. Vorgeschrieben ist der Tausch von 95 Prozent der heimischen Stromzähler bis zum Jahr 2019. Daran will sich Wien allerdings keinesfalls halten, sondern nur die von der EU geforderten 80 Prozent bis 2020 vornehmen. Der Plan bei dieser Gelegenheit auch gleich die Gaszähler auf die neue Generation auszutauschen wurde inzwischen fallengelassen. Eine geplante Druckanhebung im Gasnetz wurde inzwischen fallengelassen. Auch bei der EVN will man in kürze die Ausschreibungsunterlagen fertig haben, bis zur Jahresmitte 2015 soll dann eine Entscheidung fallen. Man will sich für einen möglichst einfachen Stromzähler entscheiden. Man geht davon aus, dass der gesetzlich vorgeschrieben Termin 2019 nicht allzu ernst genommen werden muss, 2020 wird wohl auch reichen. Sanktionen für das Nichterreichen der Ziele gibt es ja nicht. Versuchen will die EVN, die derzeit geltende Optout Regelung, wo der Stromkunde entscheiden kann, ob er eine moderne Lösung will, in eine Optin- Regelung umgeändert wird, das heißt die neuen Smart Meter werden montiert und der Kunde kann dann entscheiden welche Möglichkeiten er will. Am SmartMeter wird dann einfach ein Schalter umgelegt. In Oberösterreich wurde mit dem Rollout bereits begonnen, in Salzburg steht man kurz davor. In Österreich gibt es rund 140 Stromnetzbetreiber. Für kleinere Netzanbieter wird die Umrüstung schwierig werden, sodass nun sogar erste Ansätze für eine Zusammenarbeit festzustellen sind. Die großen Netzbetreiber versuchen allerdings möglichst alles im eigenen Haus zu behalten, Versuche von Telekomfirmen bei der Umstellung ins Geschäft zu kommen scheinen fast unmöglich zu sein. Gasspeicherbetreiber gehen auf die Barrikaden Erhöhung des Netznutzungsentgelts um 50 % geschäftsschädigend Österreichs Gasspeicherbetreiber fühlen sich in die Enge getrieben. Die E-Control will das Netznutzungsentgelt im Verteilernetz für Speicherunternehmen um 50% erhöhen (von 0,33 auf 0,49 /kwh/h pro Jahr). Eine Erhöhung der Speichertarife benachteilige Gasspeicher im Wettbewerb zu anderen Flexibilitätsquellen. Das Netzentgelt einer Endkundenversorgung mit Zwischenspeicherung ist um 40% höher als die Beschaffung der Flexibilität von der Gasbörse. Ein großer Gashändler meint bereits gegenüber dem Energiediensts, dass er Gasspeicher als Stranded Investments ansehe. Dieser massive Tarifsprung wird seitens E- Control mit Investitionskosten für den Ausbau des Verteilnetzes argumentiert. Diese Investitionen kommen den Speicherunternehmen allerdings nicht zu Gute, weil für die Speicherunternehmen wie bisher keine fixen Transportkapazitäten buchbar sind. Es stehen lediglich sogenannte Standardkapazitäten zur Verfügung, die im Verhältnis zu Endkundentransporten schlechter gestellt sind. Gleichzeitig können dank der Erdgasspeicher im Versorgungsgebiet erhebliche Netzinvestitionen vermieden werden, die andernfalls vom Endkunden zu tragen wären. Die Erhöhung der Transporttarife bewirkt, dass die Vorhaltung von Erdgas für die Endkundenversorgung mittels lokaler Erdgasspeicher zu Gunsten rein virtueller Handelsgeschäfte unattraktiver wird. Gerade in einer angespannten politischen Situation von einem der wichtigsten Erdgasimportländer scheint dieser Schritt kurzsichtig, wird von den 5
Gasspeicherbetreiber in einem Brief argumentiert. Um die Versorgungssicherheit mit Erdgas für den österreichischen Kunden weiterhin attraktiv und wettbewerbsfähig zu halten, sehen man die Notwendigkeit für eine gerechtere Kostenverteilung, die zu einer maximalen Tariferhöhung von 20 % führt. Dies würde auch dem Grundsatz der Vorhersehbarkeit, Planbarkeit und Investitionssicherheit entsprechen. Energiesplitter Wie die Wiener Stadtwerke mit ihren Vorständen umgehen Die kommende Wienwahl im nächsten Jahr wirft ihre Schatten voraus. Vor allem bei der Besetzung diverser Vorstandsposten. Da man gegen alle Eventualitäten gewappnet sein will wird im Biotop der Wiener Stadtwerke kräftig umgerührt. Schon vor einigen Monaten hat man sich vom Energie-Vorstand Marc Hall getrennt und ihn mit einem völlig unbedeutenden Vorstandsposten entsorgt. Hall, der schon einmal im OMV-Vorstand war, ist nun auf der Suche nach einem neuen Job, was nicht ganz leicht sein wird. Das Genick hat Hall vieles gebrochen. Er war kein Teamplayer und hat nicht auf seine Leute gehört und wollte in seinem Bereich kräftig umrühren. Es wurde eine Effizienzuntersuchung gestartet, bei der angeblich herausgekommen ist, dass man sich von rund einem Drittel des Personals trennen könnte, ohne dass man dies bemerkt hätte. Klar, dass der Betriebsrat auf die Barrikaden stieg und Bürgermeister Häupl (der sich ursprünglich für die Hall-Bestellung aussprach) in Anbetracht der kommenden Wahl Hall wie eine heiße Kartoffel fallen ließ. Hall ist damit auch nicht mehr Obmann das Fachverbandes Gas/Wärme, sein Nachfolger Grüneis wird auch der neue Obmann. Überraschend musste auch der Wien-Netzechef Reinhard Brehmer seinen Hut nehmen. Er ist zwar als Fachmann unbestritten, ist allerdings bereits 63 Jahre, hat somit ein Ablaufdatum, da muss rechtzeitig vorgesorgt werden. Brehmer gibt seine Funktion mit Jahresende ab, ein Nachfolger wird noch gesucht, auch für seine Position als Branchensprecher für die Netze. Auch bei der Verbundgesellschaft wird heftig intrigiert. Vorstandschef Anzengruber hat so seine Probleme mit seinen Vorstandkollegen. Ulrike Baumgartner-Gabitzer, mit der sich Anzengruber gar nicht verstand, wurde zur Verbundtochter APG entsorgt, das dort vorhandene Zweimannteam war von dieser Maßnahme ganz schön überrascht, weil es keine Notwendigkeit für eine Aufstockung des Vorstandes gab. Die neue APG-Generaldirektorin soll nun, so munkelt die Branche, einige Intrigen Richtung Anzengruber spinnen. Anzengruber hat jedenfalls seit kurzem ein Verfahren bei der Finanzmarktaufsicht am Hals. 2013 machte man sich auf die Suche nach einem Finanzvorstand, es wurde Peter Kollmann, nicht der Wunschkandidat Anzengrubers. Kollmann fügt sich schwer in die Verbundfamilie ein, noch dazu soll ihm sogar die Anzengrubernachfolge in Aussicht gestellt worden sein. Anzengruber wäre nicht böse, wenn er nicht mehr mit Kollmann müsste. Ein Gesetz, dass derzeit nicht zu exekutieren ist Dass das neue Energieeffizienzgesetz Pfusch ist hat sich inzwischen bereits herumgesprochen. Zentrale Anlaufstelle soll eine Monitoringstelle sein, die längst ihren Betrieb aufgenommen haben sollte. Vier Bewerber für die Stelle gab es, den Zuschlag erhielt die Energieagentur. Ein Bewerber aus der Mineralölbranche hat jedoch ein Nachprüfungsverfahren beantragt, darüber soll noch heuer entschieden werden. Auch eine Neuausschreibung steht im Raum. Tatsache ist, dass die Monitoringstelle kaum vor März/April ihre Tätigkeit aufnehmen wird und erst dann einen Maßnahmenkatalog erstellen 6
kann. Bis dahin steht alles. Tankstellenbetreiber und Mineralölhändler stehen deshalb Kopf, was sie nun eigentlich machen können. Wirtschaftsminister Mitterlehner versucht nun in dem Chaos sein Gesicht zu wahren und spricht davon, dass es massentaugliche Maßnahmen geben soll. Die Tankstellenbranche hofft mit der Beimischung eines Additivs die Kurve kratzen zu können. Was das genau sein könnte steht noch in den Sternen, soll aber für alle Betreiber zugänglich sein. Dabei wird zu beachten sein, dass dabei das Geschäft mit den Premiumtreibstoffen nicht zerstört wird. Ansatzweise wird auch überlegt, was es für andere Maßnahmen geben könnte, um das Einsparziel von 0,6 Prozent erfüllen zu können. Österreichs Alleingang ruft nur mehr Kopfschütteln hervor. Warum die Gaspreise nicht sinken trotz Ölabsturz Wieso fallen in Österreich die Gaspreise nicht? Für die Industrie ist das längst der Fall, für Haushalte zeichnet sich nichts ab. Die EVN hat erst jüngst wieder erklärt, dass ihre Gaspreise mit dem derzeitigen Ölpreisverfall nichts zu tun haben, denn ölpreisindexierte Verträge haben für sie keine Bedeutung mehr, eine Gaspreissenkung daher nicht aktuell sei. Das ist erstaunlich. Ein Großteil der heimischen Gaspreise waren in der Vergangenheit ölpreisindexiert, das heißt die Höhe des Ölpreises bestimmte auch die Gaspreise, was vor allem für den für Österreich wichtigsten Gaslieferanten Gazprom galt. Der Versuch diese Koppelung aufzuweichen, ist in den letzten Monaten und Jahren teilweise gelungen, sodass statt 80 Prozent der Gaspreise, die an den Ölpreis gebunden waren, nur mehr etwa 40 bis 50 Prozent damit belastet sind. Der Unterschied ölpreisindexierter zu Spotmarktpreis liegt bei etwa 30 bis 40 Prozent. Ein Ölpreis von derzeit 60 bis 70 Dollar bedeutet, dass Gas aus ölpreisindexierten Verträgen bereits 20 Prozent günstiger als der Spotmarkt liegen müssten. Die Anpassung an die tiefen Ölpreise erfolgt allerdings lt. Vertrag mit einem Abstand von drei bis sechs Monaten. Die großen Gasanbieter Wien und EVN hätten daher bald einen Handlungsbedarf. Beide Konzerne arbeiten aber mit Verlust, also wird man - wenn überhaupt erst nach der Heizsaison Preissenkungen in Betracht ziehen. Da in Wien im Herbst gewählt wird dürfte eine Gaspreissenkung nicht ganz von der Hand zu weisen sein. NÖ: Mit den Lifeticker in die Finsternis Nach dem Burgenland soll in Kürze auch Niederösterreich seinen Strombedarf ausschließlich mit erneuerbaren Energien versorgen. Schon wieder ein Bundesland, dass sich nach Meinung der Landespolitiker als autark bezeichnen kann. Niederösterreich hat dafür sogar einen Internet-Liveticker gestartet, der auf der Website www.energiebewegung.at in Echtzeit sicht- und messbar zeigt, wie viel Strom aus Wasser, Wind, Sonne und Biomasse gerade in Niederösterreich erzeugt wird. In Zukunft soll das Land statt zu 90 Prozent 100 Prozent des Strombedarfs aus erneuerbarer Energie decken. Ob die EVN schon weiß, dass ihr Kohlkraftwerke Dürnrohr geschlossen werden muss? Bei Nebellage und Windstille wird in NÖ in Zukunft die Versorgung schwierig sein. Energieverbrauch: Ziele weit entfernt Nur bei den Erneuerbaren Zielpfad in Sicht Der Energieverbrauch 2013 ist um rund 9% höher als der im Energieeffizienzgesetz festgelegte Zielwert. Das Gesetz sieht einen Rückgang des Endverbrauches bis 2020 auf 1.050 PJ vor. 2013 war der energetischen Endverbrauch mit 1.119 Petajoule (PJ) um 1,8% höher als im Vorjahr, obwohl die Wirtschaftsleistung 7
gemessen am realen Bruttoinlandsprodukt nahezu stagnierte (+0,2%) und die Zahl der Heizgradtage aufgrund des milden Winters um 2,4% unter dem langfristigen Trend lag. Bereinigt um den Einfluss der Konjunktur und des Wetters ergibt sich ein Normalwert für den energetischen Endverbrauch von 1.143 PJ, der deutlich über dem Zielwert von 1.050 PJ für 2020 liegt. Aus dem Energie- und Klimapaket der EU von 2008 ergibt sich für Österreich auch das Ziel, den Anteil der erneuerbaren Energieträger am Bruttoendenergieverbrauch auf 34% zu erhöhen und die Treibhausgasemissionen in den Sektoren, die nicht dem Emissionshandel unterliegen, gegenüber 2005 um 16% zu verringern. Die geforderte Steigerung des Anteils erneuerbarer Energie erscheint realisierbar. Bereits 2013 wurden 32,5% des Bruttoendenergiebedarfs durch erneuerbare Energie bereitgestellt, mit steigender Tendenz. Um das Ziel der Erhöhung der Energieeffizienz und damit eine Verringerung des Endverbrauches bis 2020 zu erreichen, sind erhebliche zusätzliche Anstrengungen erforderlich. Die Erreichung dieses Zieles beeinflusst auch die Ziele für erneuerbare Energie und Treibhausgasemissionen: Unterstellt man bereits für 2013 den Zielwert des Endenergieverbrauches für 2020 von 1.050 PJ, dann würde der Anteil erneuerbarer Energie am Endverbrauch mit dem 2013 realisierten Volumen statt 32,5% bereits 34,6% betragen. In diesem Fall wäre auch das Emissionsziel erreicht worden. Der Endenergieverbrauch in Österreich ist 2013 laut Daten der Statistik Austria um 1,8 Prozent auf 1.119 Petajoule gestiegen. Gründe dafür waren der starke Anstieg im Verkehr um 4,6 Prozent auf 370 Petajoule sowie die im Vergleich zu 2012 etwas niedrigeren Temperaturen. Der Erneuerbaren-Anteil erhöhte sich um 0,4 Prozentpunkte auf 32,5 Prozent. Der Endenergieverbrauch der Industrie stieg um rund 0,5 Prozent auf 336 Petajoule (PJ), jener der privaten Haushalte um 0,9 Prozent auf 278 PJ. Nach Energieträgern gab es einen leichten Rückgang bei Erdgas (minus 0,8 Prozent auf 191 PJ) und ein kräftiges Minus von 22,5 Prozent auf 10 PJ bei brennbaren Abfällen. Erhöhungen verzeichnet wurden bei Kohle (+9,2 Prozent auf 20 PJ), Erdölprodukten (+2,6 Prozent auf 417 PJ), Fernwärme (+4,8 Prozent auf 81 PJ), Strom (+1,0 Prozent auf 224 PJ) sowie erneuerbaren Energieträgern (+3,4 Prozent auf 177 PJ). Im Verkehr lag der Anteil anrechenbarer erneuerbarer Energieträger im Verkehr (nachhaltig produzierte Biotreibstoffe exkl. elektrischer Energie) an den Treibstoffen insgesamt bei 5,3 Prozent. Werde die erneuerbare Elektrizität miteinbezogen, steige dieser Anteil auf 7,3 Prozent, so die Statistik Austria. Ökostrombelastung bald doppelt so hoch E-Control: 2017 Höhepunkt mit 1 Mrd. Euro Vergütung zu erwarten Die Zeiten, wo der Unterschied der Belastung der Stromhaushalte zwischen Deutschland und Österreich riesig war sind vorbei. Die Kostenbelastung für heimische Haushalte zur Förderung des Ökostroms könnten von 94 Euro brutto 2015 auf 120 bis 150 Euro in einigen Jahren klettern, je nach Windausbau und Marktpreisen. Danach komme es aber zu einer Abflachung, da immer mehr alte Anlagen aus der Förderung herausfallen. Denen sollte man anlagenspezifisch unter die Arme greifen, so E-Control-Vorstand Martin Graf. Voriges Jahr, 2013, ist das Vergütungsvolumen - die Summe der ausbezahlten Einspeisetarife für den geförderten Ökostrom, inkl. Marktwert - von 657 auf 747 Mio. Euro angewachsen und dürfte laut Graf voraussichtlich 2017 mit 8
rund einer Milliarde den Höhepunkt erreichen. Dies sei ein recht hoher Betrag für lediglich 15 Prozent des gesamten Stromaufkommens bzw. 3 Prozent der Gesamtenergie, von der Strom nur ein Fünftel ausmache. Erst wenn man die - nicht geförderte - Großwasserkraft dazurechne, würden die "Erneuerbaren" 75 Prozent der Elektrizität stellen. Einfallen lassen sollte man sich laut Graf etwas für die Biomasse-Ökostromanlagen, die nach und nach aus der Förderung fallen, ohne diese aber mit 3,5 Cent/kWh Marktpreis oft nicht überlebensfähig seien. Die Richtung zu mehr Markt sei vorgegeben, der Pfad im Detail aber noch nicht, meinte Graf. Das deutsche Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) biete da teils schon mehr Anreize. In Österreich gebe es oft den Reflex, mehr Marktintegration sofort mit "keine Unterstützung mehr" gleichzusetzen. Auch die deutsche "Marktprämie" sollte man sich näher ansehen, sie könnte in angepasster Form in Österreich anwendbar sein. Eine stärkere Zusammenführung des geförderten und des Marktbereichs werde freilich noch etwas dauern, sei also "eine Perspektive für 2020". Im Photovoltaik-Bereich sollten verstärkt Anreize geschaffen werden, damit die dort in geförderten Anlagen erzeugte Energie auch selbst verbraucht wird - bei den reinen Überschuss-Einspeisern, den klassischen Häuslbauern mit PV-Anlagen am Dach, sei das weniger ein Problem. Doch auch die geförderten PV- Stromerzeuger würden schon Netzzutrittskosten zahlen, seien also schon an den Markt herangeführt. Stromimporte heben ab APG muss immer öfter mit Intra-Day-Stopps eingreifen Die Stromimporte steigen heuer auf ein neues Rekordhoch. Bis 11. Dezember wurde mit 10,7 Terawattstunden (TWh) der Vorjahreswert bereits um rund 5 Prozent übertroffen. Mit Einfuhren wird laut einer Hochrechnung des Übertragungsnetzbetreibers Austrian Power Grid (APG) rund ein Fünftel des heimischen Stromverbrauchs gedeckt. Im Zeitraum Jänner bis November betrug der Anteil schon fast 20 Prozent. Die bisher höchste Importleistung gab es am 10. März 2014 um 11:30 Uhr mit rund 5,3 Gigawatt (GW), damals wurden fast zwei Drittel (60 Prozent) des Stromverbrauchs durch Einfuhren gedeckt. Grund für die steigenden Importe ist vor allem, dass Strom am deutschen Großhandelsmarkt - infolge der mit Förderung massiv ausgebauten Erneuerbaren - billiger ist als in Österreich und daher auch in unser Land drängt. Die hohen Stromimporte und das verstärkte Auftreten von Leistungsspitzen vor allem durch volatile Windstrom- Erzeugung haben zu einem massiven Anstieg bei den zur Netzstabilisierung notwendigen Eingriffen geführt. Die Zahl der sogenannten Intra-Day-Stopps an den österreichischen Grenzen, mit denen der Handel eingeschränkt und damit der freie Markt behindert wird, hat sich verachtfacht. Heuer wurden bis 3. Dezember bereits 128 solche Eingriffe getätigt. 2013 waren es im Gesamtjahr nur 83 und 2011 erst 15. Energie AG kauft Windparks von Raiffeisen Mit im Boot die Püspök-Gruppe - erworben Gesamte Leistung 25,7 MW Die Energie AG Oberösterreich (EAG) hat gemeinsam mit der Püspök-Gruppe drei Windparks in Niederösterreich von Raiffeisen Leasing gekauft. Die bestehenden beziehungsweise noch zu entwickelnden Anlagen haben eine 9
Gesamtleistung von 25,7 MW. Die EAG hat 2013 ihre beiden im Steyr- und Ennstal angedachten Windkraftprojekte wegen des nicht ausreichenden Windaufkommens aufgegeben. Seither wurde nach Möglichkeiten gesucht, das Thema auch außerhalb Oberösterreichs voranzutreiben. Sie hat jetzt drei Projekte südöstlich von Wien von Raiffeisen-Leasing übernommen, die betrieben und weiterentwickelt werden. Die Püspök Group ist einer der größten Windkraft-Anlagenbetreiber Österreichs und in den Geschäftsfeldern Entwicklung, Errichtung und Betrieb von Windkraftanlagen tätig. Die Gruppe betreibt derzeit Windparks mit einer Gesamtleistung von rund 240 MW im Burgenland und in Niederösterreich. Gekauft wurden ein bereits in Betrieb genommener Windpark in der Gemeinde International Scharndorf mit gesamt 9 MW Leistung und ein Entwicklungsprojekt im Ausmaß von 4,7 MW sowie ein in Bau befindlicher Windpark in der Gemeinde Trautmannsdorf a.d. Leitha mit gesamt 12 MW Leistung. Gegenstand des angemeldeten Zusammenschlusses ist der teilweise Erwerb im Wege der Einzelrechtsnachfolge (asset deal) der Windparkunternehmen Trautmannsdorf Nord (4 Windkraftanlagen) von der Raiffeisen Windpark Trautmannsdorf Nord GmbH, Scharndorf III (3 Windkraftanlagen) und 50% der Rechte am sich im befindenden Windparkunternehmen Scharndorf IV von der Raiffeisen Windpark Scharndorf GmbH durch die Energie AG Oberösterreich Fair Energy GmbH und die 4P Envest GmbH. E.ON: Kein Stein bleibt auf dem anderen Konventionelle Erzeugung wird abgespalten Durch die misslungene deutsche Energiewende bleibt bei den großen deutschen Energieversorgern kein Stein auf dem anderen. Der deutsche Branchenprimus E.ON stößt unter dem Druck der Energiewende seine Atom- und Kohlekraftwerke in eine neue Gesellschaft ab. Stattdessen will sich der bisher größte deutsche Energiekonzern auf das Geschäft mit Ökostrom konzentrieren. Die Mehrheit an der im Jahr 2016 geplanten Gesellschaft sollen die bisherigen E.ON-Aktionäre halten. Den Rest will der Versorger schrittweise an die Börse bringen. Die Abspaltung soll auch die Rückstellungen für den Abriss der Kernkraftwerke übernehmen. Dies könnte die Idee einer Atomstiftung erneut anfachen, in der die AKW-Betreiber E.ON, RWE, EnBW und Vattenfall ihre Risiken auslagern. Mit der Abspaltung der Atom-, Kohle- und Gaskraftwerke reagiert E.ON auf den Preissturz bei den Großhandelspreisen für Strom. Diese sind wegen der Überkapazitäten an Kraftwerken und dem Ausbau des Ökostroms allein seit Anfang 2013 um mehr als ein Viertel gefallen. "Das bisherige breite Geschäftsmodell von E.ON wird den neuen Herausforderungen nicht mehr gerecht", sagte Vorstandschef Johannes Teyssen. Deshalb wolle sich der Konzern radikal neu aufstellen. 2015 wolle das Management die Voraussetzungen für die Abspaltung und den Börsengang der konventionellen Kraftwerke schaffen. Mit dem Spin-Off folgt E.ON dem Beispiel der Bayer-Abspaltung Lanxess oder Osram bei Siemens. Mit der Neuaufstellung sei kein Stellenabbau verbunden. Zu dem abgespaltenen Teil würden auch der globale Energiehandel sowie die Bereiche Exploration und Produktion gehören. Das Unternehmen soll 20.000 Mitarbeiter beschäftigen. Die Analysten von 10
Bernstein Research sprachen von einer Art "Bad Bank". Das unter der Rubel- Schwäche leidende Geschäft in Russland gehört ebenso dazu wie die Verluste schreibende Beteiligung in Brasilien. Offen ist, was aus der Gas- und Ölförderung in der Nordsee wird. E.ON will dies noch vor der Neuaufstellung strategisch überprüfen. Analysten spekulierten umgehend, dass es wie die RWE-Tochter Dea verkauft werden könnte. Das verbleibende Unternehmen mit 40.000 Mitarbeitern soll noch aus der Erzeugung von Ökostrom sowie dem Betrieb der Strom- und Gasnetze und dem Vertriebsgeschäft bestehen. E.ON hat bereits seit 2007 das Geschäft mit der Erneuerbaren Energie rund 10 Mrd. Euro investiert. In den vergangenen Jahren hatte E.ON rund 20 Mrd. Euro aus Beteiligungsverkäufen eingenommen. Dennoch drücken den Konzern Schulden in Höhe von 31 Mrd. Euro. Der Versorger hatte unter anderem Milliardensummen bei Zukäufen in Südeuropa versenkt. Die Geschäfte in Spanien und Portugal verkaufte er nun an den australischen Investor Macquarie für einen Unternehmenswert von 2,5 Mrd. Euro. E.ON hat auch die Mehrheit an 2 Windparks in den USA an das kanadische Unternehmen Enbridge verkauf und hält künftig noch 20 Prozent und bleibt Betreiber der Windparks, die restlichen 80 Prozent gehen an Enbridge. Der vereinbarte Unternehmenswert für das Portfolio belauft sich auf rund 650 Mio. US- Dollar (520,8 Mio. Euro). Die Windparks Magic Valley 1 (203 Megawatt) in der Nähe von Harligen im US-Bundesstaat Texas und Wildcat 1 (202 Megawatt) in der Nähe von Elwood in Indiana sind seit 2012 in Betrieb. Die beiden Windparks liefern zusammen Strom für mehr als 120.000 Haushalte. Der Versorger muss aber wohl im laufenden Quartal noch Abschreibungen in Höhe von 4,5 Mrd. Euro vornehmen, nachdem es bereits im bisherigen Jahresverlauf rund 700 Mio. Euro waren. Damit wird E.ON das Geschäftsjahr 2014 mit einem erheblichen Nettoverlust abschließen. RWE plant keine Aufspaltung Der hochverschuldete deutsche Energiekonzern RWE will der Energiewende anders als Wettbewerber E.ON nicht mit einer Aufspaltung begegnen. "Wir wollen unseren Konzern weiterhin entlang der gesamten Wertschöpfungskette aufstellen". Der RWE-Vorstand ist überzeugt, durch Optimierungen wieder Tritt fassen zu können. RWE hatte 2013 nach hohen Abschreibungen auf seine ausländischen Kraftwerke mit einem Fehlbetrag von fast drei Mrd. Euro abgeschlossen - der höchste Verlust eines börsennotierten Versorgers in Deutschland überhaupt. EnBW wird erneuerbar Die Nummer drei der deutschen Energieversorger EnBW: hatte sich bereits kurz nach Amtsantritt ihres Chefs Frank Mastiaux vor zwei Jahren zum Ziel gesetzt, den Anteil an Erneuerbaren Energien aus eigenen Anlagen bis 2020 auf 40 Prozent zu steigern und sich mit Blick auf die Energiewende neu aufzustellen. Inzwischen sind die Karlsruher bereits bei 19 Prozent. Um Kosten zu reduzieren, wurden zudem Beteiligungen verkauft, rund 1.300 Stellen abgebaut und das Sparprogramm "Fokus" mit einem Volumen von rund 750 Mio. Euro in diesem Jahr auf jetzt 765 Mio. Euro übererfüllt. Was Vattenfall plant Der vierte große Anbieter Vattenfall erwägt einen Verkauf seiner deutschen Braunkohlesparte in der Lausitz, wie Ende Oktober mitgeteilt wurde. Dabei könne es 11
um einen kompletten oder partiellen Verkauf des Braunkohle-Tagebaus und der Kraftwerke in Brandenburg und Sachsen gehen. Ein Unternehmenssprecher sagte, bis Mitte 2015 solle klar sein, wie es mit der Braunkohle weitergehe. Derzeit werde überdies die gesamte Konzern-Strategie noch einmal überprüft, über das Ergebnis wolle das Unternehmen im ersten Quartal 2015 informieren. Bereits in den vergangenen drei, vier Jahren seien alle Investitionsentscheidungen zugunsten der Erneuerbaren Energien getroffen worden. Opec wirkt zahnlos Obwohl die Preise fast ins Bodenlose fallen wird nicht reagiert Der Ölpreis fällt und fällt und niemand scheint sich darum zu kümmern. Einst galt die Opec als mächtigster Akteur am Ölmarkt. Als die Organisation erdölexportierender Länder in den 1970er- Jahren ihre Fördermenge erstmals massiv drosselte, um den Westen für die Unterstützung Israels abzustrafen, ächzte die Weltwirtschaft. Heute scheint das einst mächtige Kartell deutlich schwächer. Bei seiner halbjährigen Sitzung in Wien einigten sich die zwölf Mitgliedstaaten nicht auf eine vielerorts erwartete Kürzung ihrer Produktion. Eine Erklärung blieb die Opec weitgehend schuldig. Vor der Sitzung war der Druck auf das Kartell immens. Die Preise für Rohöl waren seit Juni um rund 30 Prozent abgerauscht. Experten erwarteten zumindest irgendeine Reaktion. Denn die Organisation hat zwar seit 2011 das selbstgesteckte Förderzielziel von 30 Millionen Barrel am Tag - sie lieferte aber zuletzt deutlich mehr. Damit ist auch die Opec - neben dem Boom von Schieferöl in den USA und der schwachen weltweiten Nachfrage aufgrund der Wirtschaftsflaute - für den Preisverfall mitverantwortlich. Doch das Kartell ist tief gespalten, wie in Wien überdeutlich wurde. Ein "Bündnis gegen den Ölpreisverfall" hatte etwa Venezuelas Präsident Nicolas Maduro im Vorfeld angekündigt. Das Opec- Mitgliedsland ist von den Öleinnahmen extrem abhängig. Doch am Ende setzten sich die mächtigen Golfstaaten um den mit Abstand größten Opec-Produzenten Saudi- Arabien durch, der schon unmittelbar vor dem Treffen eine Förderkürzung ablehnte. Im Gegensatz beispielsweise zu Venezuela oder auch dem Iran können wohlhabendere Länder wie Kuwait und die Vereinigten Arabischen Emirate deutlich tiefere Preise verkraften. Dadurch wurde auch deutlich, dass die Opec sich nicht mehr in erster Linie als Garant stabiler Preise sieht. Stattdessen scheint es vor allem darum zu gehen, Marktanteile zu retten - vor allem gegen die zuletzt erstarkte Konkurrenz in den USA. Denn die aufwendige Förderung von Schieferöl durch die umstrittene Frackingtechnologie ist deutlich teurer. Im November hatte Saudi-Arabien bereits US- Kunden einen überraschenden Sonderrabatt gewährt - ebenfalls um Marktanteile zu verteidigen. Russland sollte einem Regierungsmitglied zufolge dem Beispiel der OPEC folgen und seine Öl-Fördermenge nicht kürzen. Vizepremier Igor Schuwalow sagte den Sender Rossiya-1 laut Agentur Tass, Experten zufolge sei ein Hauptgrund für den aktuellen Ölpreis-Verfall die Politik einiger arabischer Staaten, mit einer hohen Produktion das aus Schiefer gewonnene Öl aus dem Markt zu drängen. Wenn das so sei, sollte Russland derzeit nichts tun, um seine eigene Produktion zu drosseln. Das Land fördert etwa zehn Millionen Fass Öl zu je 159 Liter pro Tag. Nach einer Prognose der Internationalen Energieagentur (IEA) werden die Ölpreise weiter unter Druck sein. Die Nachfrage wachse nicht so stark wie bisher angenommen. Dennoch lasse der 12
Förderboom vor allem in den USA nicht nach. Dadurch stiegen weltweit die Lagerbestände, die Ölpreise sackten weiter ab. Vor allem werde mit einem geringeren Eigenbedarf in Öl-Exportländern wie Russland gerechnet. Zugleich sei vorerst kein Ende des Produktionsanstiegs gerade aus Schiefergas-Vorkommen in den USA abzusehen. Es werde einige Zeit dauern, bis Angebot und Nachfrage wieder im Gleichgewicht seien. Noch sei es zu früh, dass die niedrigen Ölpreise ernsthaft den Förderboom in den USA ausbremsten, erklärte die IAE weiter. Konkret sagte der Energieberater der westlichen Industrieländer für 2015 ein Nachfragewachstum von 900.000 Barrel pro Tag voraus - 230.000 weniger als bisher erwartet. Polens Schiefergasträume sind geplatzt Sieben Investoren haben sich bereits wieder verabschiedet Polen wollte Vorreiter bei der Schiefergasförderung in der EU sein. Eine Reihe von Firmen rissen sich darum Probebohrungen abzuteufen. Das war vor vier Jahren. Inzwischen gab es aber ein böses Erwachen. Nur mehr vier Konzerne suchen in Polen nach Schiefergas, sieben Konzerne haben sich bereits wieder verabschiedet. Alle Versuche Gas zu finden waren bisher kaum erfolgreich. Alles werde länger dauern und viel, viel teurer sein, betonen die Aussteiger, zu denen auch die heimische RAG gehört. Aber nicht nur mangelnde Erfolge bei der Gassuche verleiden Investoren das Polenabenteuer, sondern auch die Trägheit der polnischen Energiepolitik. Bis zu zwei Jahre dauert es bis eine Bewilligung für Probebohrungen vorliegt, jammern die potentiellen Investoren. Bisher haben erst 66 Probebohrungen stattgefunden, mindestens 200 seien aber erforderlich. Allein im US-Bundesstatt Pennsylvania werden pro Jahr 1600 Probebohrungen auf einem Drittel der Fläche Polens vorgenommen. Der Schiefergasboom Polens scheint bereits zu Ende sein bevor er richtig begonnen hat. IEA: Windenergie benötigt höhere CO2-Preise Eine Tonne Kohlendioxid muss 30 Euro kosten Zur Förderung großer Windenergie- Anlagen sind nach Ansicht der Internationalen Energie-Agentur (IEA) weitaus höhere Preise im Emissionshandel nötig. Eine Tonne Kohlendioxid müsse am Markt für Verschmutzungsrechte rund 30 Euro kosten, damit in Windparks vor den Küsten investiert werde. Um moderne, im Bau aber teure Gaskraftwerke lukrativer zu machen, sei sogar ein Preis von rund 40 Euro je Tonne CO2 notwendig. Derzeit wird diese mit rund sieben Euro bewertet.in den vergangenen Jahren waren die Preise für Verschmutzungsrechte deutlich gesunken. Unter anderem wegen der Wirtschaftskrise benötigten Fabriken und Kraftwerke weit weniger CO2-Rechte als von den Regierungen angenommen. Die EU- Kommission hat bereits vorgeschlagen, Millionen von Zertifikaten dem Markt zu entziehen, um die Preise wieder anzuheben. Die EU-Staaten müssen sich noch darauf einigen, wann das geschehen soll. Deutschland und Großbritannien sprechen sich für 2017 als Start der sogenannten Marktstabilisierungsreserve (MSR) aus. Die Reform des Emissionshandel ist auch Teil der Klimaziele für 2030, auf die sich die EU- Staaten Ende Oktober verständigt hatten. 13
Konzernzahlen Ölpreis-Verfall setzt russischer Lukoil ordentlich zu Der Ölpreisverfall setzt dem russischen Branchengiganten Lukoil mächtig zu. Der Gewinn des zweitgrößten Ölkonzerns in dem rohstoffreichen Land brach im dritten Quartal trotz steigender Umsätze um rund die Hälfte auf 1,6 Mrd. Dollar (1,28 Mrd. Euro) ein. Dazu beigetragen habe auch der kräftige Rückgang des Rubel. Der Kurs der Landeswährung büßte wegen der Wirtschaftsschwäche und der westlichen Sanktionen im Ukraine-Konflikt in diesem Jahr um 30 Prozent ein. Lukoil plant nun, die Investitionen im nächsten Jahr um zwei Milliarden auf 14 Mrd. Dollar zu kappen. Personalia Borealis: Willerth geht in Pension und wird nicht ersetzt Der stellvertretende Vorstandschef des Kunststoff-Herstellers Borealis, Herbert Willerth, wird mit Jahresende seinen Ruhestand antreten. Ein Nachfolger wird vorerst nicht bestellt, da Willerth der Borealis auch künftig als Berater zur Verfügung stehen wird. Willerth hat bei Borealis zuletzt das Borouge-2015-Transformationsprogramm und das Borouge-3- Expansionsprojekt geleitet, mit dem die nominelle Kapazität von Borouge im kommenden Jahr von 2,5 Mio. Tonnen auf 4,5 Mio. Tonnen steigen wird. 14
Brent Blend Rohöl Futures Dollar je Barrel (International Petroleum Exchange IPE, London) MONAT 15.12. 12.12. 11.12. 10.12. 9.12. JÄNNER 61,06 61,85 63,68 64,24 66,84 FEBRUAR 61,21 61,15 63,99 64,56 67,22 MÄRZ 61,81 62,85 64,66 65,22 67,88 APRIL 62,48 63,56 65,34 65,89 68,53 MONAT 8.12. 5.12. 4.12. 3.12. 2.12. 1.12. 28.11. JÄNNER 66,19 69,07 69,64 69,92 70,54 72,54 70,15 FEBRUAR 66,64 69,49 70,08 70,41 70,93 72,94 70,58 MÄRZ 67,34 70,18 70,74 71,09 71,49 73,45 71,14 APRIL 68,03 70,83 71,37 71,74 72,06 73,97 71,70 Gasöl Terminmarkt (London / IPE) Jeweils Tagesschlusskurs (Mittelkurs) in Dollar/Tonne, Basis: 100 Tonnen. MONAT 15.12. 12.12. 11.12. 10.12. 9.12. FEBRUAR 572,25 580,50 594,25 595,75 616,50 MÄRZ 574,50 582,25 596,25 598,00 619,00 APRIL 577,25 584,75 598,50 600,50 621,25 MAI 580,50 584,25 601,75 603,50 624,25 MONAT 8.12. 5.12. 4.12. 3.12. 2.12. 1.12. 28.11. FEBRUAR 614,75 630,50 634,50 645,75 651,50 653,50 664,00 MÄRZ 617,25 633,00 637,50 648,50 654,00 655,00 666,25 APRIL 619,75 635,50 640,50 651,25 656,75 657,25 668,75 MAI 623,00 638,50 643,50 654,25 659,75 660,00 671,75 Quelle: IPE Energiedienst, Fachinformation für die Energiewirtschaft Medieninhaber Herausgeber, Redaktion: Dkfm. Dieter Friedl, A-2372 Gießhübl, Perlhofgasse 30, Telefon: 0699-14111512, Fax: 02236-41514, e-mail: d.friedl@aon.at Verwaltung, Abo u. Vertrieb: Elisabeth Gall Telefon: 0676/444 14 72,, e-mail: kontakt@elisabethgall.at Erscheinungsweise: vierzehntägig (26 Ausgaben pro Jahr) per E-Mail im PDF-Format. Bezugspreis: 205, pro Jahr Preise bei Mehrfachnutzung im E-Mail-Bezug: 2 5 Nutzer 405, Die Weiterverarbeitung über Kopien auch elektronisch ist urheberrechtlich nicht gestattet. Abbestellungen schriftlich bis 30 Tage zum Ende eines Kalenderjahres 15