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Peter-Joseph-Lenné-Preis des Landes Berlin

Der Peter-Joseph-Lenné-Preis des Landes Berlin ist der weltweit größte Ideenwettbewerb für den Nachwuchs der Garten- und Landschaftsarchitektur, Freiraumplanung und Stadtentwicklung, der in den genannten Fachgebieten ausgebildet wird oder bereits beruflich tätig ist. Der Preis leistet einen Beitrag, frische kreative Ideen der Gestaltung, Planung und Pflanzenverwendung in die Landschaftsarchitektur und Freiraumplanung einzubringen und gleichzeitig die berufliche Entwicklung junger Planerinnen und Planer sowie Gestalterinnen und Gestalter zu unterstützen. Der Wettbewerb wurde erstmals 1965 ausgelobt und besteht aus drei Aufgaben, die auf unterschiedlichen Maßstabsebenen aus Berlin (Aufgabe A Regional), Deutschland (Aufgabe B National) und dem internationalen Raum (Aufgabe C International) gestellt werden. Im Jubiläumsjahr 2024 reichten die Aufgaben von Visionen für den Wandel eines innerstädtischen Verkehrsraums über die Neugestaltung einer vom Tagebau gestörten Landschaft bis zur Planung eines mediterranen Küstenabschnittes. Aufgabe A Regional Öffentliche Räume im Wandel: Visionen für die Leipziger Straße in Berlin Aufgabe B National Transformation Lausitz: Neue Landschaft Welzow/Město Wjelcej Aufgabe C International Plataforma Marítima in Barcelona: Grüne Verbindung zwischen Stadt und Meer Die Ergebnisse 2024 und Videos finden Sie hier. Weitere Informationen Bild: Julia Merkel Ergebnisse Hier finden Sie die Ergebnisse von 2009 bis 2024. Ausführlich werden die letzten Jahrgänge vorgestellt und zwar der 46. bis zum 50. Jahrgang. Weitere Informationen Bild: Julia Merkel Lenné-Symposium Das Lenné-Symposium flankiert als Fachtagung den Peter-Joseph-Lenné-Preis und fördert den fachlichen Austausch zu aktuellen Themen der Landschaftsarchitektur, Freiraumplanung und Stadtentwicklung. Am 12. Januar 2024 fand das Symposium unter dem Titel „Grün-blaue Infrastruktur: Berlin auf dem Weg zur wassersensiblen Stadt. Erfolgsbedingungen für die Umsetzung“ im Umspannwerk Kreuzberg statt. Weitere Informationen Bild: SenUMVK / Dagmar Schwelle Informationen Peter Joseph Lenné (1789 bis 1866) prägte fast 50 Jahre die Gartenkunst in Preußen. Er schuf mit den königlich-preußischen Gärten in Berlin und Potsdam Meisterwerke der Landschaftsgärtnerei, von denen die bedeutendsten heute als Welterbe der Menschheit eingetragen sind. Weitere Informationen Kooperationspartner und Sponsoren Wir informieren über unsere Kooperationspartner und Sponsoren. Weitere Informationen

Der Europäische Emissionshandel

Der Europäische Emissionshandel Der Europäische Emissionshandel ist seit 2005 das zentrale Klimaschutzinstrument der EU. Ziel ist die Reduktion der Treibhausgas-Emissionen der teilnehmenden Energiewirtschaft und der energieintensiven Industrie. Seit 2012 nimmt der innereuropäische Luftverkehr teil und seit 2024 auch der Seeverkehr. Teilnehmer, Prinzip und Umsetzung des Europäischen Emissionshandels Der Europäische Emissionshandel (EU-ETS 1) wurde 2005 zur Umsetzung des internationalen Klimaschutzabkommens von Kyoto eingeführt und ist das zentrale europäische Klimaschutzinstrument. Neben den 27 EU-Mitgliedstaaten haben sich auch Norwegen, Island und Liechtenstein dem EU-Emissionshandel angeschlossen (EU 30). Das Vereinigte Königreich Großbritannien und Nordirland (kurz: Großbritannien/GB) nahm bis zum 31.12.2020 am EU-ETS 1 teil. Seit dem 01.01.2021 ist dort ein nationales Emissionshandelssystem in Kraft. Im EU-ETS 1 werden die Emissionen von europaweit rund 9.000 Anlagen der Energiewirtschaft und der energieintensiven Industrie erfasst. Zusammen verursachen diese Anlagen rund 40 % der ⁠ Treibhausgas ⁠-Emissionen in Europa. Seit 2012 ist der innereuropäische Luftverkehr in den EU-ETS 1 einbezogen und seit 2024 der Seeverkehr. Seit 2020 ist das System außerdem mit dem Schweizer Emissionshandelssystem verlinkt . Ab 2027 soll ergänzend zum EU-ETS 1 ein europäischer Emissionshandel für Brennstoffe eingeführt werden (EU-ETS 2), der insbesondere im Verkehrs- und Gebäudebereich zur Anwendung kommt. Der EU-ETS 1 funktioniert nach dem Prinzip des sogenannten „Cap & Trade“. Eine Obergrenze (Cap) legt fest, wie viele Treibhausgas-Emissionen von den emissionshandelspflichtigen Anlagen insgesamt ausgestoßen werden dürfen. Die Mitgliedstaaten geben eine entsprechende Menge an Emissionsberechtigungen an die Anlagen aus – teilweise kostenlos, teilweise über Versteigerungen. Eine Berechtigung erlaubt den Ausstoß einer Tonne Kohlendioxid-Äquivalent (CO 2 -Äq). Die Emissionsberechtigungen können auf dem Markt frei gehandelt werden (Trade). Hierdurch bildet sich ein Preis für den Ausstoß von Treibhausgasen. Dieser Preis setzt Anreize bei den beteiligten Unternehmen ihre Treibhausgas-Emissionen zu reduzieren. Infolge wenig ambitionierter Caps, krisenbedingter Produktions- und Emissionsrückgänge und der umfangreichen Nutzung von internationalen Projektgutschriften hatte sich seit 2008 eine große Menge überschüssiger Emissionsberechtigungen im EU-ETS 1 angesammelt. Diese rechnerischen Überschüsse haben wesentlich zu dem bis 2017 anhaltenden Preisrückgang für europäische Emissionsberechtigungen (EUA) beigetragen, sodass der Emissionshandel in diesem Zeitraum nur eine eingeschränkte Lenkungswirkung entfaltet konnte. Zwischenzeitlich wurde mit unter 3 Euro das niedrigste Niveau seit dem Beginn der zweiten Handelsperiode (2008-2012) erreicht. Seit Mitte 2017 sind die EUA-Preise in Folge der letzten beiden Reformpakete zum EU-ETS 1 deutlich gestiegen. Der bemerkenswerte Preisanstieg zeigt, dass die Reform des EU-ETS 1 Vertrauen in den Markt zurückgebracht hat. Zwischen Mitte 2017 und Februar 2023 hatte sich der EUA-Preis von rund 5 Euro auf zwischenzeitlich knapp über 100 Euro verzwanzigfacht, den höchsten Stand seit Beginn des EU-ETS 1 im Jahr 2005. Seit dem Rekordhoch im Februar 2023 befindet sich der EUA-Preis jedoch in einer Konsolidierungsphase. Aktuell notiert der EUA-Preis bei rund 80 Euro (Stand 24.01.2025) (siehe Abb. „Preisentwicklung für Emissionsberechtigungen (EUA) seit 2008). Vergleich von Emissionen und Emissionsobergrenzen (Cap) im stationären EU-ETS 1 In den ersten beiden Handelsperioden (2005-2007 und 2008-2012) hatte jeder Mitgliedstaat der EU sein Cap in Abstimmung mit der Europäischen Kommission selbst festgelegt. Das gesamteuropäische Cap ergab sich dann aus der Summe der nationalstaatlichen Emissionsobergrenzen. Innerhalb dieser Zeiträume standen in jedem Jahr jeweils die gleichen Mengen an Emissionsberechtigungen für den Emissionshandel zur Verfügung. Ab der dritten Handelsperiode (2013-2020) wurde erstmals eine europaweite Emissionsobergrenze (Cap) von insgesamt 15,6 Milliarden Emissionsberechtigungen festgelegt, wobei Berechtigungen auf die acht Jahre der Handelsperiode derart verteilt wurden dass sich ein sinkender Verlauf des Caps ergab (siehe blaue durchgezogene Linie in Abb. „Gesamt-Cap und Emissionen im Europäischen Emissionshandel“). Dies dient der graduellen Verknappung des Angebots und wurde in der aktuell laufenden, 4. Handelsperiode (2021 – 2030) fortgesetzt, ab 2024 mit stärkeren jährlichen Absenkungen (siehe unten zum „Fit for55“-Paket). Zusätzlich zu den Emissionsberechtigungen konnten die Betreiber im EU-ETS 1 bis zum Ende der dritten Handelsperiode in einem festgelegten Umfang auch internationale Gutschriften aus CDM- und JI-Projekten (CER/ERU) nutzen. Durch diese internationalen Mechanismen wurde das Cap erhöht (siehe blaue gestrichelte Linie in Abb. „Gesamt-Cap und Emissionen im Europäischen Emissionshandel“). Die Abbildung zeigt deutlich, dass mit Ausnahme des Jahres 2008 die Emissionen im EU-ETS 1 (siehe blaue Säulen in Abb. „Gesamt-Cap und Emissionen im Europäischen Emissionshandel“) bislang immer unterhalb des Caps lagen: So unterschritten die Emissionen im EU-ETS 1 bereits im Jahr 2014 den Zielwert für das Jahr 2020. Damit haben sich das Cap und die Emissionen im EU-ETS 1 strukturell auseinanderentwickelt. Durch das sog. Backloading (Zurückhalten von für die Versteigerung vorgesehenen Emissionsberechtigungen) in den Jahren 2014 bis 2016 und ab 2019 durch die sogenannte Marktstabilitätsreserve (MSR) wurde dieser Überschuss an Emissionsberechtigungen schrittweise abgebaut. Das „Fit for 55“ Paket ist maßgeblich durch eine Stärkung des Europäischen Emissionshandels (EU-ETS 1) geprägt. Nach einer politischen Einigung im Dezember 2022 zwischen Mitgliedsstaaten, Kommission und dem EU-Parlament sind die Änderungen an der Emissionshandelsrichtlinie am 16. Mai 2023 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht worden. In erster Linie wird die Klimaschutzambition für die laufende vierte Handelsperiode (2021-2030) deutlich erhöht. Das Minderungsziel für 2030 wurde von aktuell 43 auf 62 % gegenüber 2005 verschärft (inkl. Luft- und Seeverkehr). Dieses Ziel soll durch eine Erhöhung des linearen Reduktionsfaktors (LRF) von 2,2 auf 4,3 % ab 2024 und auf 4,4 % ab 2028 erreicht werden. Außerdem wird zu zwei Zeitpunkten (2024 und 2026) eine zusätzliche Reduktion des Caps durchgeführt. Für das Jahr 2024 wurde das Cap zusätzlich um 90 Mio. Emissionsberechtigungen abgesenkt und im Jahr 2026 um weitere 27 Mio. Berechtigungen (siehe schwarze Linie in Abb. „Gesamt-Cap und Emissionen im Europäischen Emissionshandel“). Außerdem wird der Seeverkehr mit eingebunden, weshalb das Cap im Jahr 2024 um 78,4 Mio. Emissionsberechtigungen erhöht wird. Dies ist aufgrund der verschiedenen Kürzungen in Abb. „Gesamt-Cap und Emissionen im Europäischen Emissionshandel“ nicht zu erkennen. Die Abbildung „Gesamt-Cap und Emissionen im Europäischen Emissionshandel“ weist die Emissionen und das Cap auf Basis der tatsächlichen Anwendungsbereiche in den jeweiligen Handelsperioden aus. Dies ist bei der Interpretation der Daten zu berücksichtigen. So wurde der Anwendungsbereich des EU-ETS 1 im Jahr 2013 ausgeweitet, seitdem müssen auch Anlagen zur Metallverarbeitung, Herstellung von Aluminium, Adipin- und Salpetersäure, Ammoniak und andere Anlagen der chemischen Industrie ihre Emissionen berichten und eine entsprechende Menge an Emissionsberechtigungen abgeben. Weiterhin gilt seit der dritten Handelsperiode die Berichts- und Abgabepflicht nicht mehr nur für Kohlendioxid, sondern zusätzlich sowohl für die perfluorierten Kohlenwasserstoff-Emissionen der Primäraluminiumherstellung als auch für die Distickstoffmonoxid-Emissionen der Adipin- und Salpetersäureherstellung. Bei Berücksichtigung der (geschätzten) Emissionen dieser Anlagen (sogenannte „scope-Korrektur“) würden die Emissionen zwischen 2012 und 2013 nicht steigen, sondern sinken. Die scope-Korrektur ist ein Schätzverfahren der Europäischen Umweltagentur. Außerdem ist Großbritannien ab der vierten Handelsperiode nicht mehr in den angegebenen Werten für das Cap und die Emissionen enthalten. Entwicklung der Treibhausgas-Emissionen im stationären EU-ETS 1 EU-weit Nach Angaben der Europäischen Kommission sanken die Emissionen aller am EU-ETS 1 teilnehmenden Anlagen (in den 27 EU-Mitgliedstaaten und Island, Liechtenstein, Norwegen) 2023 erheblich gegenüber dem Vorjahr: von etwa 1,31 auf 1,09 Milliarden Tonnen ⁠ CO2 ⁠-Äq, also um etwa 17 %. Gegenüber dem Beginn des europäischen Emissionshandels im Jahr 2005 liegt der Emissionsrückgang deutscher Anlagen im EU-ETS 1 bei etwa 44 %. Europaweit gingen die Emissionen im EU-ETS 1 sogar etwas stärker um 48 % zurück. Sie haben sich damit seit dem Beginn des EU-ETS 1 etwa halbiert (siehe Abb. „Minderungen im EU-ETS seit 2005“). Um die Emissionen der ersten (2005-2007), zweiten (2008-2012), dritten (2013-2020) und vierten Handelsperiode (2021-2030) vergleichbar zu machen, wurden die Ergebnisse eines Schätzverfahrens der Europäischen Umweltagentur zur Bereinigung der verschiedenen Anwendungsbereiche im EU-ETS 1 genutzt (sogenannte „scope-Korrektur“). Außerdem wurden die Emissionen Großbritanniens von den Werten aller Jahre seit 2005 abgezogen. Die Abbildung „Minderungen im EU-ETS seit 2005“ zeigt so die relative Emissionsentwicklung auf Basis des Anwendungsbereichs der laufenden vierten Handelsperiode. Treibhausgas-Emissionen deutscher Energie- und Industrieanlagen im Jahr 2023 Die Emissionen der 1.725 in Deutschland vom EU-ETS 1 erfassten Anlagen sanken gegenüber 2022 um 18 % auf 289 Mio. t. CO 2 -Äq und damit auf das niedrigste Niveau seit Beginn des EU-ETS 1. Das lag vor allem an der stark gesunkenen Energienachfrage von Wirtschaft und privaten Haushalten sowie der gestiegenen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Die Emissionen der Energieanlagen sanken im Vergleich zum Vorjahr von 242 um mehr als 53 Mio. t. CO 2 -Äq (22 %) auf 188 Mio. t. CO 2 -Äq. Damit wurde der stärkste Emissionsrückgang seit Beginn des Europäischen Emissionshandels im Jahr 2005 erreicht. Von 2022 auf 2023 sank die ⁠ Bruttostromerzeugung ⁠ der Braunkohlekraftwerke um rund 25 %, der Steinkohlekraftwerke um rund 36 % und der Erdgaskraftwerke um rund 2 % (AGEB 2024). Im Vorjahr war gegenüber 2021 noch ein leichter Emissionsanstieg von rund 7 Mio. t. zu verzeichnen (3 %). Dabei wird die im Emissionshandel geltende Abgrenzung zwischen Industrie und Energie zugrunde gelegt (siehe Abb. „Verhältnis zwischen den Emissionshandels-Sektoren Energie und Industrie“). Die Emissionen der 848 deutschen Anlagen der energieintensiven Industrie (siehe Tab. „Emissionen der Anlagen in Deutschland nach Branchen“) betrugen im Jahresdurchschnitt der dritten Handelsperiode 2013 bis 2020 knapp 124 Mio. t. CO 2 -Äq. 2019 sanken sie erstmals unter dieses Niveau auf 120 Mio. t. CO 2 -Äq und lagen seitdem darunter.  Im Jahr 2023 sanken die Emissionen erneut deutlich um 10 % auf 101 Mio. t. CO 2 -Äq, auf den niedrigsten Stand seit 2013, als mit Beginn der dritten Handelsperiode der derzeitige Anwendungsbereich eingeführt wurde. Dabei haben fast alle Branchen relativ deutliche Emissionsrückgänge zu verzeichnen. Der größte Emissionsrückgang lag bei den Nichteisenmetallen mit 19 %, gefolgt von der Papier- und Zellstoffindustrie mit 17 %. Auch die Tätigkeiten Zementherstellung, Erzeugung von Industrie- und Baukalk und die chemische Industrie verzeichneten einen Rückgang im zweistelligen Bereich. Bei den Raffinerien belief sich der Emissionsrückgang auf etwa 9 %. Die Rückgänge in diesen Branchen fielen überwiegend noch etwas stärker aus als im Vorjahr. Lediglich die Emissionen der Eisen- und Stahlindustrie blieben mit minus 2 % auf einem relativ stabilen Niveau. In allen genannten Branchen spielen Rückgänge der Produktion eine zentrale Rolle für die Emissionsentwicklung. Gegenüber 2005 liegt der Emissionsrückgang deutscher Industrieanlagen im EU-ETS 1 bei etwa 29 %. In der Tabelle „Emissionen der Anlagen in Deutschland nach Branchen“ sind die Kohlendioxid-Emissionen der emissionshandelspflichtigen Anlagen der Jahre 2019 bis 2023, sowie der Jahresdurchschnitt der zweiten Handelsperiode (2008 bis 2012) und dritten Handelsperiode (2013 bis 2020) für die Sektoren Energie und Industrie sowie für die einzelnen Industriebranchen angegeben. Für die ausgewiesenen Emissionen im Gesamtzeitraum 2008 bis 2022 wird der tatsächliche Anlagenbestand des jeweiligen Jahres zugrunde gelegt. Das heißt die Emissionen stillgelegter Anlagen werden berücksichtigt. Von der Erweiterung des Anwendungsbereichs des Emissionshandels sind bis auf die Papier- und Zellstoffindustrie sowie die Raffinerien sämtliche Industriebranchen voll oder teilweise betroffen. Dies ist beim Vergleich der Emissionen aus der zweiten und dritten Handelsperiode zu beachten (zum Beispiel nehmen seit 2013 Anlagen zur Nichteisenmetallverarbeitung und zur Herstellung von Aluminium am EU-ETS 1 teil). Verhältnis zwischen den Emissionshandels-Sektoren Energie und Industrie hinsichtlich ... Quelle: Umweltbundesamt / Deutsche Emissionshandelsstelle Diagramm als PDF Diagramm als Excel mit Daten Tab: Emissionen der Anlagen in Deutschland nach Branchen (EU-ETS 1-Abgrenzung) Quelle: Umweltbundesamt / Deutsche Emissionshandelstelle Tabelle als PDF Tabelle als Excel Luftverkehr im Emissionshandel Seit Anfang 2012 ist auch der Luftverkehr in den Europäischen Emissionshandel (EU-ETS 1) einbezogen. 2021 ist die Einführung des Systems zur Kompensation und Minderung von Kohlenstoffemissionen der Internationalen Luftfahrt (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation, kurz ⁠ CORSIA ⁠) erfolgt. CORSIA ist eine von der Internationalen Zivilluftfahrtorganisation (ICAO) erarbeitete globale marktbasierte Maßnahme. Durch die Reform der Emissionshandelsrichtlinie (EHRL) im Rahmen von „Fit for 55“ werden auch für den Sektor Luftverkehr die Regeln deutlich ambitionierter. Dies geschieht zum einen dadurch, dass das Cap durch den angehobenen linearen Reduktionsfaktor deutlich reduziert wird, sowie durch das schnelle Auslaufen der kostenlosen Zuteilung bis Ende 2025. Ab 2026 werden alle Emissionsberechtigungen, mit Ausnahme der antragsbasierten, kostenlosen Zuteilung von bis zu 20 Mio. Berechtigungen für die Nutzung von nachhaltigen Flugkraftstoffen (Sustainable Aviation Fuels, SAF), versteigert.  Diese Zertifikate dienen Luftfahrzeugbetreibern zur Kompensation ihrer Mehrkosten durch die verpflichtende Beimischquote nachhaltiger Kraftstoffe ab 2024 (ReFuelEU Aviation). Darüber hinaus werden ab 2025 die sogenannten Nicht-CO 2 -Effekte des Luftverkehrs, zunächst über ein ⁠Monitoring⁠, später voraussichtlich auch mit einer Abgabepflicht von Emissionsberechtigungen in den EU-ETS 1 einbezogen. Zudem wird ⁠CORSIA⁠ für die Flüge von und zu sowie zwischen Drittstaaten im Rahmen der EHRL im europäischen Wirtschaftsraum (EWR) implementiert. Die Abbildung „Luftverkehr (von Deutschland verwaltete Luftfahrzeugbetreiber), Entwicklung der emissionshandelspflichtigen Emissionen 2013 bis 2023“ zeigt die Emissionen der von Deutschland verwalteten Luftfahrzeugbetreiber zwischen 2013 und 2023. Die Emissionen der von Deutschland verwalteten Luftfahrzeugbetreiber summierten sich 2023 auf rund 7,6 Mio. t. CO 2 -Äq. Sie sind damit im Vergleich zum Vorjahr um etwa 0,3 Mio. t. CO 2 -Äq oder rund 4,5 % gestiegen. Dieser Anstieg der Emissionen gegenüber dem Vorjahr ist auf die anhaltende Erholung der Luftfahrt von den Folgen der COVID-19-Pandemie zurückzuführen. Das Emissionsniveau vor der Pandemie (im Zeitraum 2013 bis 2019) lag bei rund 9 Mio. t. CO 2 -Äq pro Jahr und war infolge der Pandemie deutlich zurückgegangen.

Brennholz

Fossile Brennstoffe als Energiequelle sind nur begrenzt vorhanden und nicht erneuerbar. Außerdem sind sie heute sehr teuer und in ihrer Preisentwicklung nicht kalkulierbar. Eine Alternative kann heimisches Holz als Wärmespender sein. Im Rahmen der naturgemäßen Waldpflege fällt bei der Ernte wertvoller Holzsortimente (für z.B. die Bau-, Möbel- oder Zellstoffindustrie) Holz an, welches nur als Brennholz nutzbar ist. Holz ist gespeicherte Sonnenenergie und ein Energieträger mit hervorragender Ökobilanz. Es steht als nachwachsender Rohstoff nachhaltig zur Verfügung und kann mit geringem Energie- und Transportaufwand in Wohnortnähe geworben werden. Die Revierförstereien der Berliner Forsten bieten Brennholz nur nach saisonalem Angebot an. Verfügbare Mengen und Holzarten sowie die genauen Preise erfahren Sie in der Revierförsterei in Ihrer Nähe. Sprechstunde : Jeden Dienstag von 14:00 bis 18:00 Uhr Außerhalb der Sprechstunde sind die Revierleitenden der Berliner Forsten im Außendienst tätig und daher nur eingeschränkt zu erreichen. Die Berliner Forsten bieten kein ofenfertig gehacktes Holz an. Eine Lieferung von Brennholz ist nicht möglich. Frisches Waldholz muss vor dem Verbrennen mindestens 2 Jahre gelagert werden, um auszutrocknen und den Anforderungen des Immissionsschutzes (maximal 20% Restfeuchte) zu genügen. Die Berliner Forsten bieten den sogenannten Raff- und Leseholzschein an oder Holz, dass Sie sich – nach Einweisung durch die Revierleitenden – eigenhändig im Wald schneiden können. Raff- und Leseholzschein : Für 5 bis 10 € können Sie einen Monat lang in einem zugewiesenen Gebiet Reisig und Zweige bis maximal 7 cm Durchmesser sammeln. Bei Interesse fragen Sie in der nächsten Revierförsterei nach. Brennholz in Selbstwerbung : Unter bestimmten Voraussetzungen können Sie sich das Brennholz eigenhändig im Wald aufarbeiten. In den Berliner Wäldern darf nur mit einem Nachweis einer qualifizierten Motorsägen-Schulung (Motorsägenschein) mit der Motorsäge und mit vollständiger Arbeitsschutzausrüstung gearbeitet werden. Anerkannte Anbieter von Motorsägenkursen finden Sie zum Beispiel hier (Link: Motorsägenkurs ) Tipps für Selbstwerber Arbeit im Wald birgt ein hohes Verletzungs- oder Unfallrisiko. Das gilt besonders für den Einsatz der Motorsäge, aber auch mit Bügelsäge und Axt kann man sich erheblich verletzen. Es ist daher wichtig, Folgendes zu beachten: Wer sein Holz im Wald selber sägt, handelt auf eigenes Risiko. Um eine wirksame Unfallversicherung sollten Sie sich vorab gegebenenfalls kümmern. Sie haften auch für Schäden, die anderen durch Ihre Arbeit unter Umständen entstehen oder am Waldbestand verursacht werden. Setzen Sie nur einwandfreies und technisch sicheres Werkzeug ein. Verschiedene Prüfzeichen geben Ihnen bei der Auswahl wertvolle Hilfestellung (etwa GS-Prüfzeichen, FPA-Prüfzeichen des KWF, Prüfzeichen der DLG). Geeignete Arbeits- und Sicherheitskleidung wie Helm mit Visier und ggf. Gehörschutz, Arbeitshandschuhe, Schnittschutzhose, Sicherheitsschuhe etc. müssen unbedingt getragen werden. Mit der Motorsäge darf im Berliner Wald nur arbeiten, wer einen entsprechenden Nachweis erbringt. Und: Mit der Motorsäge niemals allein im Wald arbeiten. Ein Verbandskasten sollte trotz aller Vorsichtsmaßnahmen immer in der Nähe sein.

Primärenergieverbrauch

Primärenergieverbrauch Der Primärenergieverbrauch ist seit Beginn der 1990er Jahre rückläufig. Bis auf Erdgas ist der Einsatz aller konventionellen Primärenergieträger seither zurückgegangen. Dagegen hat die Nutzung erneuerbarer Energien zugenommen. Ihr Anteil ist kontinuierlich angestiegen, besonders seit dem Jahr 2000. Definition und Einflussfaktoren Der ⁠ Primärenergieverbrauch ⁠ (PEV) bezeichnet den Energiegehalt aller im Inland eingesetzten Energieträger. Der Begriff umfasst sogenannte Primärenergieträger, wie zum Beispiel Braun- und Steinkohle, Mineralöl oder Erdgas, die entweder direkt genutzt oder in sogenannte Sekundärenergieträger wie zum Beispiel Kohlebriketts, Benzin und Diesel, Strom oder Fernwärme umgewandelt werden. Berechnet wird er als Summe aller im Inland gewonnenen Energieträger zuzüglich des Saldos der importierten und exportierten Mengen sowie der Lagerbestandsveränderungen abzüglich der auf Hochsee gebunkerten Vorräte. Statistisch wird der Primärenergieverbrauch über das Wirkungsgradprinzip ermittelt. Dabei werden die Einsatzmengen der in Feuerungsanlagen verbrannten Energieträger mit ihrem Heizwert multipliziert. Für Strom aus Wind, Wasserkraft oder Photovoltaik wird dabei ein Wirkungsgrad von 100 %, für die Geothermie von 10 % und für die Kernenergie von 33 % angenommen. Im Ergebnis wird durch diese internationale Festlegung für die erneuerbaren Energien ein erheblich niedrigerer PEV errechnet als für fossil-nukleare Brennstoffe. Dies hat in Zeiten der Energiewende methodenbedingte Verzerrungen bei der Trendbetrachtung zur Folge: Der Primärenergieverbrauch sinkt bei fortschreitender Substitution von fossil-nuklearen Brennstoffen durch erneuerbare Energien, selbst wenn die gleiche Menge an Strom zur Nutzung bereitgestellt wird. Dieser rein statistische Effekt überzeichnet den tatsächlichen Verbrauchsrückgang, wie die Entwicklung des Bruttoendenergieverbrauchs zeigt. Der Anteil erneuerbarer Energien am gesamten Primärenergieverbrauch steigt dagegen unterproportional (siehe Abb. „Primärenergieverbrauch“). Es wird – rechnerisch bedingt – ein langsamerer Anstieg des Erneuerbaren-Anteils am PEV wahrgenommen. Dies kann einen geringeren Ausbaueffekt suggerieren. Diese Effekte werden umso größer, je mehr Stromproduktion aus beispielsweise Kohlekraftwerken durch erneuerbare Energien und/oder Stromimporte (ebenfalls mit Wirkungsgrad von 100 % bewertet) ersetzt werden, weil immer weniger Umwandlungsverluste in die Primärenergiebilanzierung einfließen. Der Primärenergieverbrauch wird in erheblichem Maße durch die wirtschaftliche Konjunktur und Struktur, Preise für Rohstoffe und technische Entwicklungen beeinflusst. Auch die Witterungsverhältnisse und damit verbunden der Bedarf an Raumwärme spielen eine wichtige Rolle. Entwicklung und Ziele Der ⁠ Primärenergieverbrauch ⁠ in Deutschland ist seit Beginn der 1990er Jahre rückläufig (siehe Abb. „Primärenergieverbrauch“). Das ergibt sich zum einen aus methodischen Gründen beim Umstieg auf erneuerbare Energien (siehe Abschnitt „Primärenergieverbrauch erklärt“). Zum anderen konnten aber auch Effizienzsteigerungen beobachtet werden, zum Beispiel durch bessere Ausnutzung der in Energieträgern gespeicherten Energie (Brennstoffnutzungsgrad) in Kraftwerken , Motoren oder Heizkesseln. Im Energieeffizienzgesetz 2023 (EnEfG) hat der Gesetzgeber festgelegt, dass der Primärenergieverbrauch bis zum Jahr 2030 um 39,3 % unter dem Wert des Jahres 2008 liegen soll. Im „ Projektionsbericht 2023 für Deutschland “ wurde auf der Basis von Szenarioanalysen untersucht, ob Deutschland seine Klimaziele im Jahr 2030 erreichen kann. Wichtig ist dabei auch die Frage nach der zu erwartenden Entwicklung des Primärenergieverbrauchs. Das Ergebnis der Untersuchung: Wenn alle von der Regierungskoalition geplanten Maßnahmen umgesetzt werden, ist im Jahr 2030 mit einem PEV von etwa 10.000 Petajoule (PJ) zu rechnen (Mit-Maßnahmen-⁠ Szenario ⁠). Das wäre gegenüber dem Jahr 2008 ein Rückgang von lediglich etwa 30 %. Weitere Maßnahmen zur Senkung des PEV sind also erforderlich, um die Ziele des EnEfG zu erreichen. Primärenergieverbrauch nach Energieträgern Seit 1990 hat sich der Energieträgermix stark verändert. Der Verbrauch von ⁠ Primärenergie ⁠ auf Basis von Braunkohle lag im Jahr 2023 um 72 %, der von Steinkohle um etwa 63 % unter dem des Jahres 1990. Der Energieverbrauch auf Basis von Erdgas stieg an: Noch im Jahr 2021 lag das Plus gegenüber dem Jahr 1990 bei 44 %. In der Folge des Krieges in der Ukraine und den daraus erwachsenden Versorgungsengpässen und der wirtschaftlichen Rezession sank der Gasverbrauch in den Jahren 2022 und 2023 gegenüber dem Jahr 2021 jedoch deutlich. Im Jahr 2023 lag der Energieverbrauch für Erdgas 14 % über dem des Jahres 1990. Der Einsatz erneuerbarer Energieträger hat sich seit 1990 mehr als verzehnfacht (siehe Abb. „Primärenergieverbrauch nach Energieträgern“).

Waldprodukte

Berlins Wälder sind Erholungsgebiete. Sie sind aber auch Lebensraum für unzählige Tiere und Pflanzen, sichern das Berliner Trinkwasser und stabilisieren das städtische Klima. Bei der Pflege dieser multifunktionalen Wälder fallen hochwertige Produkte an, die die Berliner Forsten vermarkten. Besonders der nachwachsende Rohstoff Holz findet vielseitige Verwendung: Als Bau- und Möbelholz, für die Papier- und Zellstoffindustrie und einiges mehr. In den Revierförstereien und Forstämtern können unterschiedliche Waldprodukte erworben werden. Neben Brennholz und Wildfleisch können Sie unter anderem auch nach Hackklötzen, Katzen-Kratzbäumen, Schmuck- oder Deckreisig fragen. Aber: Viele der Produkte sind “Saisonartikel”, die nur zu bestimmten Zeiten vorrätig sind! Bild: mooseshop - Fotolia.com Brennholz Fossile Brennstoffe als Energiequelle sind nur begrenzt vorhanden und nicht erneuerbar. Außerdem sind sie heute sehr teuer und in ihrer Preisentwicklung nicht kalkulierbar. Eine Alternative dazu ist heimisches Holz als Wärmespender. Weitere Informationen Bild: budabar / Depositphotos.com Wildfleisch Die Berliner Wälder sind vielfältige Lebensräume. Die Bejagung einzelner Wildtierarten ist im Rahmen der Waldpflege ökologisch erforderlich. Das anfallende Wildfleisch vermarkten die vier Berliner Forstämter unmittelbar. Weitere Informationen

Europäische Energie- und Klimaziele

Europäische Energie- und Klimaziele Die Europäische Union hat sich zu klima- und energiepolitischen Zielen verpflichtet, unter der Maßgabe des Übereinkommens von Paris und verschiedener eigener Beschlüsse. Die EU-Mitgliedsstaaten haben die Ziele für das Jahr 2020 zwar erfüllt und teilweise übererfüllt, doch die mittel- und langfristigen Ziele können nur durch erheblich verstärkte Bemühungen erreicht werden. Zielvereinbarungen Bei der ⁠ UN ⁠-Klimakonferenz in Paris 2015 einigten sich 197 Staaten, darunter auch die Europäische Union (EU) und Deutschland, unter anderem darauf, die menschengemacht globale Erderwärmung bis Ende des Jahrhunderts auf „deutlich unter“ Zwei Grad Celsius und möglichst unter 1,5 Grad Celsius zu halten. Das Übereinkommen von Paris (ÜvP) stellt eine der größten globalen klimapolitischen Errungenschaft dar. Um den Verpflichtungen des ÜvP Rechnung zu tragen, beschloss die EU 2021 das Ziel, bis 2050 zum ersten Treibhausgasneutralen Kontinent zu werden. Um dies zu erreichen weist die EU Zwischenziele für die Dekaden bis 2050 aus. Im Rahmen des Klima- und Energiepaketes hat sich die EU zu Zielen für 2020 verpflichtet. Die 2009 in Kraft getretenen Regelungen enthielten folgende Verpflichtungen: ⁠ Treibhausgas ⁠-Emissionen werden um 20 % gegenüber 1990 gemindert, bzw. um 30 %, falls andere Industrieländer vergleichbare Ziele vereinbaren. Die Nutzung erneuerbarer Energien wird auf 20 % des gesamten Endenergieverbrauches gesteigert. Die Energieeffizienz wird um 20 % gesteigert im Vergleich zu einer Entwicklung ohne weitere Effizienzanstrengungen. Mit dem EU-Klimagesetz hat die EU ihr Langfristziel für 2050 angehoben. Anstatt einer Minderung von 80 % - 95 % strebt sie nun netto-Null Treibhausgas-Emissionen („Klimaneutralität“) sowie anschließend negative Emissionen ab 2050 an. Emissionssenken können dabei Emissionsquellen ausgleichen. Um dieses langfristige Ziel zu erreichen, hat die EU ihr Zwischenziel für das Jahr 2030 von 40 % auf 55 % Emissionsminderung gegenüber 1990 angepasst. Ein Prozess zur Festlegung eines 2040-Ziels wurde auf den Weg gebracht. Außerdem wurden zuletzt noch weitere Ziele für 2030 angepasst und die bestehenden Energieziele angehoben: So wurde durch die angepasste und am 22. November 2023 eingeführte Erneuerbare Energie Verordnung der EU das verbindliche Ziel für den Anteil erneuerbarer Energien am gesamten ⁠ Endenergieverbrauch ⁠ von 30 % auf 42,5 % gesteigert mit Ambitionen den Anteil auf 45% zu erhöhen (siehe EU KOM ). Durch die angepasste Energie-Effizienz Regulierung der EU sind am 10. Oktober 2023 verbindliche Ziele für die Mitgliedstaaten erhöht worden. So hat die EU das Ziel für den Endenergieverbrauch auf 11.7% angehoben. Dies bedeutet für 2030 ein Primärenergieverbrauchsziel von 992.5 Millionen Tonnen Öl-Äquivalent (Mtoe) und einem Endenergieverbrauchsziel von 763 Mtoe. Eine detaillierte Beschreibung der Energie- und Klimastrategien der EU finden Sie hier . Es folgen Einschätzungen, inwieweit die EU die Energie- und Klimaziele einhalten kann (Details siehe EEA 2024 ). Zielerreichung der Energie- und Klimaschutzziele Die in Abbildung „Fortschritte der EU bei der Umsetzung der ⁠ Klima ⁠- und Energieziele für 2020 und 2030“ dargestellten Entwicklungen werden im Hinblick auf die Zielerreichung wie folgt eingeordnet und bewertet: Das Ziel für die erneuerbaren Energiequellen für 2020 wurde erreicht, teilweise aufgrund der fallenden Preise für Wind- und Solarenergie. Das Verfehlen der Ziele durch einige Mitgliedsstaaten wurde durch andere Mitgliedsstaaten kompensiert. Mit der Revision der Erneuerbaren-Energien-Direktive III, hat die EU für 2030 ihr verbindliches Ziel auf 42,5% Anteil Erneuerbare Energien am ⁠ Endenergieverbrauch ⁠ angehoben (siehe EU KOM ). Mit Blick auf das 2030-Ziel müssen die Ausbauraten deutlich steigen. Bezüglich der Steigerung der Energieeffizienz ist eine Umkehrung des seit 2014 zu beobachtenden Trends der Energieverbrauchssteigerung (v.a. im Verkehrssektor) zu beobachten. Jedoch hat erst eine massive Verbesserung von 2019 auf 2020 zum Erreichen des 2020-Ziel geführt. Für das 2030-Ziel müssen neue Politiken und Maßnahmen zu einer deutlichen Ambitionssteigerung führen. Besonders im Gebäudesektor muss hier mit Maßnahmen nachgesteuert werden. Das Ziel für die Treibhausgasminderung im Jahr 2020 ist übererfüllt worden. Die Deutlichkeit dieser Zielerreichung geht auf den wirtschaftlichen Einbruch während der Corona-Pandemie zurück. Anders sieht es bei den mittel- und langfristigen Zielen aus. Um das Ziel von - 55 % weniger Treibhausgasemissionen im Jahr 2030 zu erreichen, müssten die jährlichen Minderungen gegenüber den Projektionen mit bestehenden Maßnahmen (WEM) fast verdreifacht werden. Für eine Gesamtminderung von 95 % im Jahr 2050 müssten sie sogar fast um den Faktor sieben gesteigert werden. Das „Fit-For-55-Paket“ soll die Erreichung dieser Ziele flankieren. Teil davon sind die Revisionen der angesprochenen Verordnungen und Regulierungen sowie zahlreicher weiterer Gesetzespakete. Klima- und Energiepolitik in der EU | Umweltbundesamt Mit dem Impact Assessment der EU Kommission zu einem potentiellen Treibhausgasminderungsziel von 90% ggü. 1990 in 2040 hat die Kommission die Grundlage für ein solches Ziel gelegt (siehe EU KOM ). Die Aufgabe des kürzlich neu gewählten EU Kabinetts ist es nun ein solches Ziel gesetzlich zu verankern.

Kosten

Kapital-, Verbrauchs- und Betriebskosten Einflussfaktoren in Bezug auf die Anfangsinvestitionen Einflussfaktoren auf Kosten im laufenden Betrieb Kosten aus der Perspektive von Wärmeabnehmenden Die Kosten für die Realisierung eines Nahwärmenetzes hängen von einer Vielzahl von Rahmenbedingungen ab, die bei der Investitionskalkulation sorgfältig geprüft werden müssen. Grundsätzlich sollten für eine betriebswirtschaftlich rationale Betrachtung dynamische Investitionsrechnungen unter Berücksichtigung von Kapital-, Verbrauchs- und Betriebskosten über einen festgelegten Nutzungszeitraum durchgeführt werden. Da es sich um sehr langfristige Investitionen handelt, sind statische Verfahren ungeeignet. Als Ergebnis können Kapitalwert oder Wärmegestehungskosten betrachtet werden. Die Kapitalwertmethode wird unter anderem detailliert in der DIN EN 17463 beschrieben. Die Methodik zum Annuitätenverfahren, bei dem der Kapitalwert auf regelmäßig wiederkehrende gleich hohe Zahlungen aufgeteilt wird, erläutert die VDI-Richtlinienreihe 2067. VDI-Richtlinienreihe 2067 Die Wärmegestehungskosten können aufgrund der vielen verschiedenen Einflussfaktoren stark schwanken. Daher ist es nicht möglich, „typische“ Wärmegestehungskosten für ein Nahwärmenetz anzugeben. Sie sind aber i.d.R. konkurrenzfähig mit den Vollkosten von dezentralen Lösungen, wie der BDEW-Heizkostenvergleich in den letzten Jahren gezeigt hat. Grundsätzlich gilt dabei, mit steigender Anschlussrate im Netzgebiet sinken die Kosten pro Energieeinheit. Um ein Gefühl für die Kosten Ihres spezifischen Projektes zu bekommen, ist es empfehlenswert, sich die verschiedenen Faktoren bewusst zu machen, die Relevanz für das eigene Projekt zu überprüfen und Beispiele für vergleichbare Projekte aus der Praxis auszuwerten.Eine aktuelle Studie der Prognos AG im Auftrag der Agora Energiewende analysiert die Wirtschaftlichkeit von klimaneutral betriebenen Wärmenetzen und nimmt dabei sowohl Fernwärmeversorger als auch die Endkunden und -kundinnen in den Blick. Folgende Einflussfaktoren sind zu berücksichtigen: Einflussfaktoren in Bezug auf die Anfangsinvestitionen (CAPEX) Vorbereitung und Planung: Bereits vor dem eigentlichen Bau können Kosten anfallen, beispielsweise für Machbarkeitsstudien, Probebohrungen, die eigentliche ausführungsreife Planung durch entsprechende Fachplaner und Genehmigungen. Bedarfsstruktur: Die Gesamtgröße des Versorgungsgebietes sowie die Dichte der anzuschließenden Gebäude (bzw. die Wärmedichte als Wärmebedarf pro Fläche oder Leitungslänge) haben einen großen Einfluss auf die Kosten. Je weiter die einzelnen Gebäude voneinander entfernt sind und je geringer der spezifische Wärmebedarf der einzelnen Gebäude, desto größer wird die erforderliche Trassenlänge pro gelieferter Energieeinheit und entsprechend steigen auch die Kosten. Erschließung der EE-Potenziale: Die Erschließung erneuerbarer Wärmequellen ist je nach lokalen Bedingungen mit Kosten verbunden, die ebenso nach Wärmequelle und Technologie variieren (Sonden, Kollektoren, etc.) Technische Anlagen: Hierunter fallen neben den eigentlichen Wärmeerzeugern wie Wärmepumpen oder solarthermische Anlagen auch die für die Umwälzung des Heizmediums benötigten Pumpen, Rohrleitungen, Verteiler und Sammler, alle Ventile und Armaturen und die Mess- und Regelungstechnik zur Überwachung der Betriebsbedingungen. Die Investitionen für die Rohrleitungen ist bei kalten Nahwärmenetzen üblicherweise geringer, da hier auf die Dämmung der Rohre verzichtet werden kann, dafür ist in jedem Gebäude eine Wärmepumpe erforderlich, wobei bei der Konzeptionierung festzulegen ist, ob sich diese noch im Eigentum des Netzbetreibers befinden oder bereits dem Kunden zuzuordnen sind. Wärmetrassen: Die Kosten für die Tiefbauarbeiten, um die Trassen des Wärmenetzes im Erdreich zu verlegen, sind stark von den Gegebenheiten vor Ort abhängig. An verdichteten urbanen Standorten sind die Verlegekosten tendenziell besonders hoch. In Bestandsquartieren sind die Kosten zudem meist deutlich höher als im Neubau. Technikzentrale: Diese muss entweder in einem eigenen Bauwerk untergebracht werden oder ein vorhandener Aufstellraum ausreichender Größe ist entsprechend zu ertüchtigen. Anschluss an leitungsgebundene Infrastruktur: Werden zur Versorgung einzelner Wärmeerzeuger Anschlüsse an das Strom- und Gasnetz oder ein Anschluss an ein übergeordnetes Fernwärmenetz benötigt, werden hierfür seitens der Infrastrukturbetreiber ebenfalls Kosten aufgerufen, die berücksichtigt werden müssen. Nutzeranschluss: Um die einzelnen Nutzer an das Netz anzuschließen werden neben den Anschlussleitungen auch Hauseinführungen in der Kellerwand oder Bodenplatte und Wärmeübergabestationen benötigt. Fremdkapitalkosten: Da in der Regel Kredite zur Finanzierung aufgenommen werden, haben deren Zinskonditionen einen Einfluss auf die Investitionskosten. Nutzung von Fördermöglichkeiten: Durch Nutzung von Bundes- und Landesfördermitteln können die Investitionskosten reduziert werden. Förder- und Finanzierungsmöglichkeiten Für die Betreiber bestehender oder neu errichteter Nahwärmenetze sind folgende Einflussfaktoren relevant für die laufenden Kosten, die sich prinzipiell aus Verbrauchs- und Betriebskosten zusammensetzen: Brennstoffkosten (inklusive CO 2 -Abgabe): Falls Biomasse oder ein Anteil fossiler Brennstoffe (z.B. Erdgas) zur Wärmeerzeugung genutzt werden, sind die Preise und deren Entwicklung ein wichtiger Faktor für die laufenden bzw. operativen Kosten. Hierbei beeinflusst die CO 2 -Abgabe bzw. ab Ende 2026 der CO 2 -Preis die Kosten für fossile Brennstoffe. Stromkosten: Die Entwicklung der Strompreise hat Einfluss auf die Kosten für den Betrieb von Wärmepumpen. Senken lassen sich diese Kosten, wenn vor Ort Strom aus erneuerbaren Energien (z.B. Photovoltaikanlagen) erzeugt und direkt für den Eigenverbrauch genutzt werden kann. Instandhaltungskosten: Sämtliche technischen Bestandteile des Wärmenetzes, wie die Wärmeerzeugungsanlagen oder Übergabestationen unterliegen Verschleiß, können beschädigt werden (beispielsweise durch Extremwetterereignisse) oder ausfallen. Im Betrieb sollte eine aktive Betriebsführung die Instandhaltung gewährleisten. Daher fallen über die Nutzungsdauer des Netzes auch Instandhaltungskosten an. Personalkosten: Für den laufenden Betrieb fallen auch Personalkosten, die abhängig von der Anzahl und Qualifikation der benötigten Mitarbeitenden in der technischen und kaufmännischen Betriebsführung sind. Weitere Kosten: Darüber hinaus können je nach Situation auch Versicherungskosten, Miete oder Pacht sowie Neben- und Betriebskosten in den Betriebsgebäuden anfallen. Werden die Kosten aus Verbraucherperspektive betrachtet, ist zunächst wichtig, sich die Unterschiede zwischen den Preisen bei der Versorgung über ein Wärmenetz und einer dezentralen Wärmeversorgung bewusst zu machen. Preise für die Versorgung über ein Wärmenetz bilden immer die Vollkosten ab (das heißt Kapital-, Verbrauchs- und Betriebskosten), während bei dezentralen Versorgungslösungen häufig nur die Verbrauchskosten gesehen und beispielsweise Kosten für Wartung und Instandhaltung oder Ersatzbeschaffungen vergessen werden. Für Gebäudeeigentümerinnen und -eigentümer, die den Anschluss an ein Nahwärmenetz für ihre Wärmeversorgung wählen, sind zum einen die gegebenenfalls einmalig anfallenden Anschlusskosten von Bedeutung, zum anderen der Wärmepreis. Der Wärmepreis setzt sich dabei i.d.R. aus einem leistungsabhängigen Grundpreis und einem verbrauchsabhängigen Arbeitspreis zusammen. Bei vielen Contractingmodellen macht der Grundpreis etwa 25% der Gesamtkosten aus, der Arbeitspreis etwa 75%. Anschlusskosten: Für die Kosten des Anschlusses an ein Nahwärmenetz wird vom jeweiligen Betreiber eine einmalige Gebühr erhoben. Der Anschluss kann gegebenenfalls auch gefördert werden. Förder- und Finanzierungsmöglichkeiten Grundpreis: Der jährliche Grundpreis wird vom Betreiber erhoben, um die Betriebs- und Wartungskosten des Netzes zu decken. Arbeitspreis: Der Arbeitspreis basiert auf dem Wärmeverbrauch der Abnehmerinnen und Abnehmer. Die Kosten sind von der Preisentwicklung der verwendeten Energieträger abhängig. Verbraucherseitig können die Wärmekosten durch eine Verringerung des Bedarfs mittels energetischer Gebäudesanierung sowie durch sparsames Nutzerverhalten gesenkt werden. Um ein Angebot zum Anschluss an ein Wärmenetz einordnen zu können, können online verfügbare Informationen zu Wärmenetzen mit ähnlicher Größenordnung und Technologie zum Vergleich herangezogen werden. Die Plattform waermepreise.info der drei Verbände Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK e. V. (AGFW), Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) und Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) soll für Transparenz sorgen. Sie bildet bislang aber vor allem große Fernwärmenetze ab. Vergleichswerte für kleine Nahwärmenetze können durch einen Erfahrungsaustausch mit Akteuren, die solche Netze bereits realisiert haben, gefunden werden. Zu berücksichtigen ist jedoch, dass die Preise auch durch lokale Besonderheiten (z.B. reichlich vorhandene Biomasse vor Ort im ländlichen Raum, kommunale Förderung, etc.) beeinflusst sein können.

Supply and demand in the ETS 2

The study looks at the functioning of the new emission trading system for road transport, buildings, and small installations (ETS 2) in the EU. It explains the rules governing the supply of allowances including the functioning of the market stability reserve (MSR) and the price containment mechanisms. Furthermore, it assesses the balance of supply and demand as well as auctioning revenues under different assumptions for the development of CO 2 emissions and CO 2 price. Finally, the interaction between the ETS 2 and national targets under the Effort Sharing Regulation (ESR) and the relationship with the German national ETS is assessed and an outlook for the period until 2040 is provided. Veröffentlicht in Climate Change | 09/2024.

Indikator: Energieverbrauch der Industrie

Indikator: Energieverbrauch der Industrie Die wichtigsten Fakten Der Energieverbrauch der Industrie für die Herstellung von Waren hat sich zwischen 1995 und 2022 kaum verändert. 2022 lag der Energieverbrauch der Industrie mit 3.767 Petajoule etwas unter dem Niveau der Vorjahre, seit einem Hoch 2017 sanken die Werte jedes Jahr. Bis 2050 soll der ⁠ Primärenergieverbrauch ⁠ Deutschlands um 50 % sinken. Dafür muss die Industrie einen Beitrag leisten. Welche Bedeutung hat der Indikator? Der Energieverbrauch trägt wesentlich zu verschiedenen Umweltproblemen bei: Die Förderung der Rohstoffe und der Ausbau der dafür notwendigen Transportwege führt zu massiven Eingriffen in die Ökosysteme. Weiterhin ist die Nutzung fossiler Energieträger der wesentliche Treiber des Klimawandels. Zur Minderung dieser Probleme muss der Energieverbrauch sinken. Die Industrie ist in Deutschland neben den privaten Haushalten der wichtigste Verwender von Energie: Seit 1995 liegt der Anteil der Industrie am deutschen ⁠ Primärenergieverbrauch ⁠ bei rund einem Viertel. Hinzu kommt ein anteiliger Energieverbrauch bei Kraftwerken, da die Industrie einen großen Teil der dort erzeugten Elektrizität und Wärme bezieht und nutzt. Dieser sogenannte indirekte Energieverbrauch ist im ⁠ Indikator ⁠ ebenfalls abgebildet. Der Indikator bildet nicht ab, ob energieintensive Produktionsschritte ins Ausland verlagert werden. In diesem Fall würde der inländische Verbrauch zwar sinken, die mit hohem Energieverbrauch einhergehenden Umweltbelastungen wären dabei aber nur ins Ausland verlagert. Indikatoren, welche diese Verlagerung berücksichtigen, befinden sich in der Entwicklung. Wie ist die Entwicklung zu bewerten? Der Energieverbrauch der deutschen Industrie („verarbeitendes Gewerbe“) ist im Jahr 2022 wieder auf dem Niveau von 1995: Er lag 1995 bei rund 3.744 Petajoule (PJ) und 2022 bei 3.767 PJ. Nach einer längeren Phase ziemlich gleich bleibender Werte und einem Bruch 2010, der mit einer Umstellung in der Statistik zu begründen ist, kam es 2017 mit 4.280 PJ zum höchsten Wert der Zeitreihe, seitdem sinkt der Energieverbrauch der deutschen Industrie aber kontinuierlich. Demgegenüber stieg die Bruttowertschöpfung der Industrie, ein Maß für die wirtschaftliche Leistung, im Zeitraum zwischen 1995 und 2022 um etwa 32 % (preisbereinigt, d.h. unter Berücksichtigung der Preisentwicklung). Das bedeutet, dass die Industrie Energie deutlich effizienter einsetzt. In ihrem Energiekonzept hat sich die Bundesregierung Ziele für den ⁠ Primärenergieverbrauch ⁠ gesetzt: Bis 2020 sollte dieser im Vergleich zu 2008 um 20 % und bis 2050 um 50 % sinken. Das Ziel für 2020 wird voraussichtlich knapp verfehlt. Das Ziel für 2050 ist nicht erreichbar, wenn nicht auch die Industrie ihren Energieverbrauch senkt. Vor allem im Bereich der Energieeffizienz besteht noch erhebliches Potenzial. Wie wird der Indikator berechnet? Der ⁠ Indikator ⁠ basiert auf den Zahlen der Umweltökonomischen Gesamtrechnungen (UGR) des Statistischen Bundesamtes. Die Energie-Tabellen der UGR basieren auf den Zahlen der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen , diese müssen jedoch in die UGR-Systematik umgerechnet werden. Die Zurechnung des anteiligen Energieverbrauchs aus den Kraftwerken erfolgt mit Methoden der UGR. Die Vorgehensweise für die Berechnung ist bei Mayer 2015 beschrieben. Ausführliche Informationen zum Thema finden Sie im Daten-Artikel „Branchenabhängiger Energieverbrauch des verarbeitenden Gewerbes" .

Indikator: Treibhausgas-Emissionen der Industrie

Indikator: Treibhausgas-Emissionen der Industrie Die wichtigsten Fakten Der Ausstoß von Treibhausgasen des verarbeitenden Gewerbes in Deutschland sank zwischen 1995 und 2023 um etwa 35 %. Gleichzeitig stieg die Bruttowertschöpfung des Verarbeitenden Gewerbes um knapp 46 % (preisbereinigt). Bis 2045 wird in Deutschland die Treibhausgasneutralität angestrebt. Welche Bedeutung hat der Indikator? Insbesondere seit Beginn der Industrialisierung hat die Menschheit den Ausstoß großer Mengen Treibhausgase in die ⁠ Atmosphäre ⁠ verursacht. In der Folge steigen die Temperaturen in der Atmosphäre. Dies führt zu einer Vielzahl weiterer Konsequenzen wie der Zunahme von extremen Wetterereignissen (zum Beispiel Stürmen, Dürren, Überflutungen), Destabilisierung von Infrastrukturen, Verbreitung von Tropenkrankheiten etc. Die wichtigste Treibhausgasquelle war und ist die Verbrennung von fossilen Energieträgern. Energie wird zu einem großen Teil zur Herstellung von Gütern eingesetzt. Das verdeutlicht die Rolle der Industrie – des sogenannten „verarbeitenden Gewerbes“ – bei der Klimaproblematik. Die Industrie verursacht auch indirekt den Ausstoß von Treibhausgasen, wenn sie Elektrizität und Wärme bei externen Kraftwerksbetreibern bezieht. Dieser Ausstoß müsste der Industrie zugeordnet werden. Dies ist bei dem hier verwendeten ⁠ Indikator ⁠ allerdings nicht berücksichtigt, da derzeit keine aktuellen Daten zur Verfügung stehen. Wie ist die Entwicklung zu bewerten? Seit 1995 ist der Ausstoß von Treibhausgasen durch die Industrie um 35 % zurückgegangen. Zum Vergleich: Der Ausstoß an Treibhausgasen sank in diesem Zeitraum in Deutschland in allen Sektoren (inklusive Energieerzeugung, Verkehr, Haushalte etc.) um etwa 33 % (siehe ⁠ Indikator ⁠ „Emission von Treibhausgasen“ ). Damit haben sich die Emissionen der Industrie parallel zu denen der gesamten Volkswirtschaft entwickelt. Hinzu kommt: Gleichzeitig ist die Bruttowertschöpfung der Industrie zwischen 1995 und 2023 um knapp 32 % (preisbereinigt, d.h. unter Berücksichtigung der Preisentwicklung) angestiegen. Die Gründe für diese Entwicklungen sind unter anderem, dass die Effizienz der Produktionsprozesse gesteigert wurde und hochwertigere, ressourceneffizientere Produkte hergestellt werden. Zudem wurde verstärkt auf strombasierte Produktionsprozesse umgestellt. Ein wichtiger Effekt ist, dass die Anlageneffizienz sinkt, wenn Produktionsanlagen nicht richtig ausgelastet sind. Das erklärt auch die Entwicklung des Indikators im Krisenjahr 2009: Während die Bruttowertschöpfung der Industrie um fast 20 % zurückging, sank der Ausstoß von Treibhausgasen nur um rund 11 %. Die Bundesregierung hat sich im novellierten Klimaschutzgesetz anspruchsvolle Ziele zur Senkung des Ausstoßes von Treibhausgasen gesetzt: Bis 2040 soll der Ausstoß 88 % unter der Menge von 1990 liegen, in 2045 soll die Treibhausgasneutralität erreicht werden (Bundesregierung, 2021). Damit diese Ziele erreicht werden können, muss auch die Industrie als einer der Hauptverursacher ihren Ausstoß weiter senken. Wie wird der Indikator berechnet? Der ⁠ Indikator ⁠ verwendet die offiziellen Emissionen aus der Berichterstattung zum Bundesklimaschutzgesetzes, die vom Umweltbundesamt jeweils zum 15.03. bis zum Vorjahr veröffentlicht werden. Die Bruttowertschöpfung als preisbereinigter Index stammt aus den Volkswirtschaftlichen Gesamtrechnungen des Statistischen Bundesamtes. Weitere Informationen zum Thema finden Sie im Daten-Artikel „ Treibhausgas-Emissionen in Deutschland “

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