Michael G. Feist ist Mitglied des Aufsichtsrats der Gas for Europe GmbH Der ehemalige Vorstandsvorsitzende des kommunalen Hannoveraner Energieversorgers Enercity, Michael G. Feist, ist seit dem 4. Februar Mitglied des Aufsichtsrats der Gas for Europe GmbH. Das schreibt das Unternehmen auf seiner Internetseite. Die Gas for Europe GmbH ist eine Tochtergesellschaft der Nord Stream AG, die wiederum zum russischen Gazprom-Konzern gehört. Gas for Europe wurde Ende Januar gegründet und ist Eigentümerin des 54 Kilometer langen Abschnitts von Nord Stream 2 in den deutschen Hoheitsgewässern und der Anlandungsstelle in Lubmin. Die Unternehmensgründung war notwendig geworden, da die Bundesnetzagentur das Zertifizierungsverfahren für die Pipeline gestoppt hatte, weil der Transportnetzbetreiber von Nord Stream in deutschen Gewässern ein Unternehmen nach deutschem Recht sein müsse. Michael G. Feist, Jahrgang 1949, war von 2004 bis 2016 Vorstandschef und kaufmännischer Direktor bei den Stadtwerken Hannover, heute Enercity, und ging dann in den Ruhestand. Er war zudem lange Jahre Präsident und Vizepräsident des Energieverbands BDEW. Weitere Aufsichtsratsmitglieder der Gas for Europe GmbH sind: Wolfgang Peters. Er ist Geschäftsführer der The Gas Value Chain Company GmbH. Elena Burmistrova. Sie ist stellvertretende Vorstandsvorsitzende der Gazprom und Generaldirektorin der Gazprom Export. Paul Corcoran. Er ist Chief Financial Officer der Nord Stream 2 AG.

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Die ausgegliederte Energiesparte des Technologiekonzerns wird künftig von einem vierköpfigen Vorstand geleitet und erhält einen erweiterten Führungskreis. Tim Holt soll über die Position als Chief Operating Officer, die er bisher bei der Sparte Gas and Power innehat, auch Arbeitsdirektor der neuen Tochtergesellschaft werden. Jochen Eickholt wird neu in das Führungsteam von Siemens Energy einsteigen. Derzeit ist er Chairman der sogenannten Portfolio Companies der Siemens AG. Dabei handelt es sich um sechs Geschäftseinheiten mit insgesamt 21 500 Mitarbeitern, zu denen beispielsweise Mechanical Drives, Wind Energy Generation und Commercial Vehicles gehören. Sein Kollege Klaus Patzak, Managing Partner der Portfolio Companies, stand bereits zuvor als Finanzvorstand fest. Vorsitzender des Gremiums wird Michael Sen, der bereits zum 1. Oktober zum Co-SEO neben Lisa Davis der Siemens Operating Company Gas and Power berufen worden war. Davis hatte ihren Vertrag aus persönlichen Gründen über 2020 hinaus nicht mehr verlängert. Das Group Management Committee von Siemens Energy Quelle: Siemens AG „Siemens Energy wird eine führende Rolle in den Energiemärkten einnehmen und eine treibende Kraft bei der Dekarbonisierung der Energiesysteme weltweit sein“, verspricht der designierte Vorstandsvorsitzende. Ein wesentliches Element der künftigen Strategie sollen eine starke Präsenz und Kundennähe in den Regionen sein. Neben dem Vorstand wird es einen erweiterten, internationalen Führungskreis, das Group Management Committee, geben. Ab dem Zeitpunkt der rechtlichen Eigenständigkeit soll dieses Team die strategische Richtung umsetzen. Die Abspaltung von Siemens Energy als börsennotiertes Unternehmen soll bis September 2020 vollzogen sein. Die neue Gesellschaft deckt „einen bedeutenden Teil der Wertschöpfung von Öl und Gas, Stromerzeugung und -übertragung sowie den dazu gehörenden Service ab“, wie es in einer Mitteilung des Konzerns heißt. Derzeit erwirtschaften die Bereiche mit rund 88 000 Mitarbeiter weltweit etwa 27 Mrd. Euro Umsatz.

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Seit dem 1. September hat der Bundesverband Bioenergie (BBE) mit Wolf-Dietrich Kindt eine neue Führungsspitze. Seit Beginn dieses Monats ist Wolf-Dietrich Kindt Geschäftsführer des BBE am Standort Berlin. Er stößt, wie der Bundesverband Bioenergie gegenüber der Redaktion mitteilte, an die Seite des Geschäftsführers Bernd Geisen, der den Verband am Standort Bonn leitet. Zudem hat Kindt, wie es weiter heißt, die Geschäftsführung der im BBE integrierten Fachabteilung Holzenergie übernommen. Er folgt auf Matthias Held, der laut BBE den Verband aus privaten Gründen verlassen hat. Kindt berichtet direkt an den Verbandsvorstand. Zuvor war der 41-Jährige unter anderem tätig als Referent für den Verband der Deutschen Biokraftstoffindustrie sowie als Pressemitarbeiter beim Bundesverband Informationswirtschaft, Telekommunikation und neue Medien (Bitkom).

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Joachim Rumstadt legt sein Amt als Vorsitzender der Geschäftsführung bei der Steag nieder. Er geht zum Ende des Jahres. Seine Nachfolge ist geklärt. Nach 13 Jahren gibt es einen Wechsel an der Spitze der Steag: Joachim Rumstadt tritt zum Jahresende auf eigenen Wunsch als Vorsitzender der Geschäftsführung ab, teilte das Unternehmen am 3. Dezember mit. Der 56-jährige Jurist möchte nach rund 25 Jahren in Diensten des Essener Energieunternehmens eine Auszeit nehmen und sich dann neuen Aufgaben zuwenden. Sein Nachfolger wird Steag-Geschäftsführer Dr. Andreas Reichel. Rumstadt, der seit 2007 der Geschäftsführung angehört, war im Januar 2009 zu deren Vorsitzenden bestellt worden. Zuvor leitete er die Unternehmensentwicklung und war operativ verantwortlich für die Energiewirtschaft des Unternehmens im In- und Ausland. Seine Laufbahn bei Steag begann er im Jahr 1997. Joachim Rumstadt (links) legt sein Amt bei der Steag zum Jahresende nieder. Sein Nachfolger ist Andreas Reichel Quelle: Steag Zum neuen Vorsitzenden der Geschäftsführung hat der Aufsichtsrat Andreas Reichel, seit August 2020 Geschäftsführer der Steag GmbH, bestellt. Reichel bekleidete zuvor 17 Jahre Führungspositionen im Eon-Konzern, davon 14 Jahre als Vorstand eines großen Regionalversorgers. Zuletzt war der 60-jährige promovierte Jurist geschäftsführender Arbeitsdirektor von Eon Deutschland. Von 1985 bis 1995 gehörte Reichel als Abgeordneter der FDP dem nordrhein-westfälischen Landtag an, von 1992 bis 1994 war er Generalsekretär der Liberalen in NRW.

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Andreas Schierenbeck, einstiger Vorstandschef von Uniper, ist seit 1. Februar Vorstandsmitglied der HH2E AG. Diese will bis 2025 grünen Wasserstoff im Industriemaßstab produzieren. “Ich habe über 20 Jahre in großen, globalen Organisationen verbracht und mich mit deren Leistungen und Produkten, der Einführung von Innovationen auseinandergesetzt”, wird Schierenbeck in einer Mitteilung der HH2E AG, seinem neuen Arbeitgeber, zitiert. In großen Unternehmen müsse man sich sehr zeitintensiv mit der häufig sehr langsamen Veränderung ihrer Kultur sowie mit ihrer internen Bürokratie beschäftigen, so der einstige Uniper-Vorstandschef. Mit seinem Einstieg in das von Uniper und Siemens Energy Anfang vergangenen Jahres gegründete Start-up HH2E AG wolle er sich nun auf das konzentrieren, “was sich direkt und schnell auswirkt: die Entwicklung von Innovationen, Technologien und profitablen Geschäftsmodellen”. Im Sommer 2019 hatte der Manager die Führung bei Uniper übernommen. Im März vergangenen Jahres war er überraschend ausgestiegen (wir berichteten). Von 2013 bis 2018 war der gelernte Elektroingenieur Vorstandsvorsitzender der Thyssen-Krupp Elevator AG. Im Vorstand der HH2E steht Schierenbeck das Gründungsmitglied Alexander Voigt zur Seite. Finanzvorstand ist Mark Page, ebenfalls ein Gründungsmitglied. Deren Ziele sind hochgesteckt: So will das Unternehmen in absehbarer Zeit in Deutschland wettbewerbsfähig grünen Wasserstoff herstellen. “Bereits im Jahr 2025 wird HH2E grünen Wasserstoff in Deutschland zu denselben Preisen produzieren und liefern können, die für grünen Wasserstoff veranschlagt werden, der im Jahr 2030 aus Regionen wie dem Nahen Osten oder Australien importiert wird”, teilt das Unternehmen mit. Konstante Wasserstoff-Produktion mithilfe einer Speichereinheit Bis 2030 will HH2E Elektrolyseure mit einer Leistung von 4.000 MW bauen. Zur Erinnerung: Die Ampelkoalition strebt bis 2030 eine Elektrolyseleistung von 10.000 MW an. Schierenbeck sieht in der inländischen Produktion einen klaren Vorteil, da die kostenträchtige Logistik wegfalle. Ziel sei es, lokale Industriebetriebe und Kommunen mit wettbewerbsfähigem grünem Strom, grünem Wasserstoff und Prozessdampf zu versorgen. Aktuell plane das Unternehmen hierzu Investitionen in Höhe von 2,7 Mrd. Euro in Projekte auf deutschem Boden. Im Zentrum der Pläne steht das sogenannte “HH2E-Werk”: ein Zink-Elektrolyseur und ein Hochtemperatur-Speicher. Die Speichereinheit soll große Mengen an Wind- und Sonnenenergie in Form von Wärme auf hohem Temperaturniveau speichern. Die eingesetzte Elektrolyseur-Technologie hat, so das Unternehmen weiter, ein asynchrones Lade-Betriebsprofil. Das heißt, der Elektrolyseur produziert auch dann Wasserstoff, wenn die Energiezufuhr nicht gegeben ist. Die Stromerzeugungseinheit besteht aus einer Wasserstoffturbine oder eine Brennstoffzelle, die kohlenstofffreien Strom erzeugt. Bereits vier Stunden Wind- oder Sonnenstrom täglich reichen nach Angaben von HH2E aus, um eine konstante Produktion von grünem Wasserstoff garantieren zu können. Ziel sei es, nur überschüssigen Wind- und Sonnenstrom einzusetzen, der besonders günstig zur Verfügung stehe.

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PHOTOVOLTAIK. Ab Mai gilt in Baden-Württemberg eine Photovoltaik-Pflicht für Neubauten. Allerdings wird die Umsetzung wohl schwieriger als gedacht: Die Elektrofachbetriebe klagen über Lieferengpässe. Der Fachverband Elektro- und Informationstechnik Baden-Württemberg, erklärte jetzt in einer Mitteilung, dass die angeschlossenen Handwerksbetriebe gut auf die Photovoltaik-Pflicht für Wohngebäude vorbereitet seien. Allerdings häuften sich Meldungen über erhebliche Lieferverzögerungen vor allem bei Bauteilen mit Halbleitern. Dies gelte insbesondere für Wechselrichter und Batteriespeicher, aber auch für Zubehör wie die Modul-Unterkonstruktionen aus Aluminium. Die erforderlichen Smart Meter für die Anlagen seien aktuell überhaupt nicht verfügbar. Hinzu kämen noch erhebliche Preisanhebungen seitens der Lieferanten. Dies alles, so der Verband, führe zu einem erheblichen organisatorischen Mehraufwand in den Handwerksbetrieben, zu höheren Preisen, die weitergegeben werden müssten, und zu Wartezeiten für die Kunden. „Eine ideale Kombination mit der eigenen PV-Anlage ist eine zeitgemäße Ladeinfrastruktur für E-Mobilität. Doch auch hier sind massive Lieferverzögerungen zu beklagen”, erklärte Verbandspräsident Thomas Bürkle. Die Lieferzeit für intelligente Ladestationen zum Beispiel mit RFID-Technologie, Dienstwagenabrechnungsmöglichkeit oder Backend Anbindung würden bei einzelnen Herstellern derzeit mindestens 28 Wochen betragen. Außerdem bestehe die Gefahr, dass Fördermittel verloren gehen. Um die Kunden trotzdem bestmöglich bedienen zu können, setze der Verband verstärkt auf Kooperationen mit anderen Gewerken. So habe man die Partnerschaft mit dem baden-württembergischen Dachdeckerhandwerk intensiviert. Auf die kommende Einführung der PV-Pflicht bei Wohngebäuden ab Mai sieht Bürkle das Handwerk prinzipiell gut vorbereitet. Die Qualifikationen seien vorhanden und es habe noch zusätzliche Schulungsmaßnahmen gegeben

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REGENERATIVE. Die sonstige Direktvermarktung erneuerbarer Energien wächst erneut zulasten der Marktprämie. Dort gab es nur bei zwei Technologien noch Wachstum. Mit zunehmendem Ausbau der erneuerbaren Energien und dem Herausfallen mehr als 20 Jahre alter Anlagen aus der Förderung steigt die direktvermarktete Ökostromleistung im Februar auf einen neuen Rekordwert, wobei sich die Verhältnisse zugunsten der förderfreien “sonstigen Direktvermarktung” verschieben. Dies geht aus einer Veröffentlichung der mit der Direktvermarktung betrauten Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) vom 7. Februar hervor. Demnach steigt die Leistung in der sonstigen Direktvermarktung in allen Segmenten außer der Geothermie (0 MW), während bei der mit Marktprämie geförderten Direktvermarktung alle Technologien außer Photovoltaik Federn lassen. Erstmals findet sich überhaupt Offshore-Windenergie in der “sonstigen Direktvermarktung”, und zwar mit 400 MW. Ingesamt steigt die Leistung in der förderfreien Variante gegenüber Januar von 8.098 MW auf 9.499 MW. Windenergie an Land steigt in dem Segment deutlich von 5.238 auf 5.986 MW, PV leicht von 2.238 auf 2.385 MW. Dieses Wachstum ist vermutlich auf das Herausfallen über 20 Jahre alter Wind- und Solarenergieanlagen aus der Marktprämien-Förderung zurückzuführen (Ü20-Anlagen). Minus in Marktprämie Die “sonstige” überkompensierte damit das Minus bei der geförderten Direktvermarktung. Diese ging von 83.106 auf 82.446 MW zurück. Nur die PV-Leistung und die Wasserkraft legten in der Marktprämie zu und auch das nur geringfügig: von 18.732 auf 18.836 MW sowie von 697 auf 709 MW. Wind onshore ging von 48.673 auf 48.464 MW zurück, Biomasse um 56 MW auf 6.923 MW, die anderen Technologien waren stabil. Auch das vermutlich der Einfluss der Ü20-Anlagen. Zusammen mit der förderfreien Variante stieg die Gesamtleistung also von 91.158 MW auf einen neuen Rekordwert von 92.055 MW. Die Direktvermarktung erfasst regenerative Stromerzeugungseinheiten ab 100 kW. Das bedeutet, die große Masse der kleinen Photovoltaik-Dachanlagen taucht in dieser Statistik nicht auf. Die ÜNB haben auf ihrer Transparenzseite auch detailliertere Leistungszahlen zur Direktvermarktung veröffentlicht.

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Der Verband der Wohnungswirtschaft (VDW) Sachsen fordert angesichts der steigenden Preise für Energie einen Heizkostenzuschuss für alle Mieter. Denn: „Die exorbitanten Preissteigerungen – zum Beispiel für Gas – werden erst in der Betriebskostenabrechnung im kommenden Jahr voll durchschlagen, dann droht sehr vielen Haushalten ein böses Erwachen“, heißt es vom Verband in einer Mitteilung. „So lange darf die Politik keinesfalls warten.“ Zwar begrüßt der Verband den beschlossenen Heizkostenzuschuss für Wohngeldempfänger, allerdings sei das nicht ausreichend. Die Einmalzahlung zum Heizen sei nach Ansicht des Verbandes für diesen Bezieherkreis zu niedrig. Und es hätten auch Haushalte, die über dem Einkommenssatz für das Wohngeld lägen, generell mit Kostensteigerungen zu kämpfen. Denn nicht nur bei der Wärme, auch beim Strom drohten hohe Nachzahlungen, während gleichzeitig die Kaufkraft durch die steigende Inflation sinke. Die Wohnungswirtschaft in Sachsen sieht deshalb sowohl die Bundes- als auch die Landespolitik in der Pflicht. Der Verband forderte alle Beteiligten zu solidarischem Handeln auf. Die überwiegend kommunalen Mitgliedsunternehmen im VDW Sachsen, die Ansprechpartner vor Ort in den Städten und Gemeinden sind, würden den Mietern gern beratend zur Seite stehen. „Es braucht jetzt eine besonders enge Partnerschaft, ein Bündnis zwischen Vermietern und Mietern, um die große Herausforderung gemeinsam zu bewältigen“, heißt es weiter. Den Mietern empfiehlt der Verband, sich vom Vermieter die monatlichen Abschläge für die Betriebskosten freiwillig etwas heraufsetzen zu lassen. Wenn die sich abzeichnenden Mehrkosten durch einen etwas höheren Abschlag schon in diesem Jahr bei den monatlichen Zahlungen mit berücksichtigt würden, falle im nächsten Jahr keine zu hohe Nachzahlung am Stück an.  

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STROMNETZ. Die Stromnetzbetreiber müssen die erweiterten Eingriffe in Kraftwerks-Fahrweisen künftig selbst bilanziell abwickeln. Die Bundesnetzagentur hat nun ihre Anforderungen dazu gelockert. Stromnetzbetreiber müssen bis Ende des Monats gegenüber dem vorgelagerten Netzbetreiber mindestens ihre Bereitschaft angezeigt haben, den bilanziellen Ausgleich für Eingriffe in die Fahrweise kleinerer Kraftwerke zwischen 100 kW und 10 MW von den jeweiligen Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) zu übernehmen. Dies hat die Beschlusskammer (BK) 8 der Bundesnetzagentur am 4. Februar in ihrer “Mitteilung Nr. 8 zum Redispatch 2.0″ erklärt. Demnach erkennt die BK 8 bei Betriebsbereitschaftsmeldungen bis 28. Februar die weitere Entschädigung des BKV durch den Netzbetreiber für dessen übergangsweisen strombilanziellen Ausgleich als “dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile” an. Dabei muss dieser tatsächlich bis spätestens 31. Mai dauerhaft an den Netzbetreiber übergehen. ​”Betriebsbereitschaft” bedeutet, bereit zum operativen Test Bisher hätte der Übergang bereits am 28. Februar abgeschlossen sein müssen, damit bis dato aufgelaufene Entschädigungen an die BKV regulatorisch günstig behandelt werden. Für eine Übergangsfrist bis Mai hätte es einer begründeten Ausnahmegenehmigung bedurft. Jetzt erkennt die BK 8 auch eine Meldung der “Betriebsbereitschaft” samt Nachweisen gegenüber dem jeweils vorgelagerten Netzbetreiber als “begründeten Ausnahmefall” an. Ist der Netzbetreiber an das Übertragungsnetz angeschlossen, muss er zusätzlich auch der Netzagentur die Bereitschaft melden. “Betriebsbereitschaft” heißt in diesem Sinne, zum operativen Test bereit zu sein. Dieser umfasst simulierte elektronische Meldungen zwischen dem meldenden Netzbetreiber und dem vorgelagerten Netzbetreiber, den nachgelagerten Netzbetreibern, sofern ihr Netzgebiet unverzichtbar ist, um einen Netzengpass zu beheben, sowie dem Einsatzverantwortlichen. Dieser “operative Test” gilt dann als erfolgreich, wenn mindestens jene Kommunikationsprozesse fehlerarm ablaufen, die die Netzagentur zum Redispatch 2.0 vom November 2020 (Aktenzeichen BK6-20-059) definiert hat. Mahnungen, den Übergang zu testen Durch die Gnadenfrist für “operative Tests” reagiert der Regulierer nach eigenem Bekunden auf Mahnungen “vieler Branchenakteure”, wie wichtig für die Sicherheit des gesamten Stromsystems ein “geordneter” Übergang der Redispatch-2.0-Bilanzierung von den BKV zu den Netzbetreibern sei. Hat der Test Erfolg, muss sich der Netzbetreiber mit seinem vorgelagerten Netzbetreiber auf eine “unverzügliche” Übernahme des Bilanzkreis-Ausgleichs abstimmen. Gleichzeitig “soll” die eigene Bilanzierung von Redispatch-2.0-Abrufen an einem Monatsersten beginnen. Nimmt man den letzten regulatorisch erlaubten Termin, den 1. Juni, muss also das Testing spätestens im Mai erfolgreich gewesen sein. Spätestens am 1. März muss jeder Netzbetreiber den dreimonatigen Probebetrieb der Bilanzkreisausgleich-Kommunikation aufnehmen. Alle Fristen stammen aus der “Übergangslösung” des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) vom September 2021. Ihr hatte die BK 6 in ihrer “Mitteilung Nr. 6 zum Redispatch 2.0″ zugestimmt. Die BKV – in dem Fall die Kraftwerksbetreiber oder Direktvermarkter – sind die Bilanzierung des kurzfristigen Herunter- oder Hochfahrens eines Kraftwerks in Strom-Bilanzkreisen gewohnt. Nach dem Willen des Gesetzgebers und des Regulierers sollen die Netzbetreiber, die den Redispatch anordnen, auch dessen Bilanzierung übernehmen. Durch den Zubau vieler kleiner Kraftwerke im Zuge der Energiewende kommen hier Aufgaben auch für Mittel- und Niederspannungsnetz-Betreiber zu (Redispatch 2.0). Die Netzbetreiber müssen dem BDEW mitteilen, wann sie jeweils zum eigenen Redispatch-2.0-Bilanzieren übergehen. Der Verband will in dieser Woche daraus eine “Transparenzliste” veröffentlichen. Die BK 8 hat ihre “Mitteilung Nr. 8″ auf Ihrer Unterseite veröffentlicht

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KLIMASCHUTZ. Der Sachverständigenrat für Umweltfragen hat Vorschläge für den Ausbau der Windenergie an Land an die Bundesumweltministerin übergeben. Der Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) unterstützt die Ziele der Bundesregierung zum Ausbau der Windenergie an Land. Zudem gibt er weitere Empfehlungen, wie die Windenergie gefördert werden könnte. All das findet sich in der SRU-Stellungnahme „Klimaschutz braucht Rückenwind: Für einen konsequenten Ausbau der Windenergie an Land“, das die Experten nun an Bundesumweltministerin Steffi Lemke (Grüne) übergeben haben. Das Gremium unterstützt dabei ausdrücklich die Vorhaben der Bundesregierung für den Ausbau von Onshore-Wind. „Dies ist überfällig, denn dieser ist in den letzten Jahren weit hinter den Bedarf zurückgefallen“, teilten die SRU-Mitglieder mit. Vor allem das Ziel, deutschlandweit 2 % der Gesamtfläche für Windenergie an Land zur Verfügung zu stellen, müsse konsequent umgesetzt werden. Ein weiterer Punkt, der dringend verbessert werden müsse, seien schnellere Planungs- und Genehmigungsverfahren. „Die personelle und technische Ausstattung von Behörden und Gerichten sollte verbessert werden.“ Natur- und Artenschutz und der Ausbau der Windenergie könnten mit einer klugen planerischen Steuerung der Standorte von Windenergieanlagen durchaus in Einklang gebracht werden. Die Bundesumweltministerin würdigte die Stellungnahme des SRU als „wertvollen Beitrag für die politische Debatte.“ Sie versuche nicht nur die Belange des Klimaschutzes, sondern auch die des Umwelt- und Naturschutzes zu vereinen. Der SRU begutachtet die Umweltbedingungen in Deutschland und berät die Bundesregierung zur Umweltpolitik. Dabei weist er auf Fehlentwicklungen hin und zeigt Möglichkeiten auf, diese zu korrigieren. „Hiermit unterstützt er die Urteilsbildung aller umweltpolitischen Akteure sowie der Öffentlichkeit. Der SRU ist unabhängig und arbeitet interdisziplinär“, heißt es auf der SRU-Internetseite. Die Stellungnahme „Klimaschutz braucht Rückenwind: Für einen konsequenten Ausbau der Windenergie an Land“ kann auf der Internetseite des Sachverständigenrats für Umweltfragen heruntergeladen werden.

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Angesichts hoher Kosten für die fossile Stromerzeugung will Frankreich den Elektrizitätsmarkt so reformieren, dass der Strompreis nicht mehr so stark vom Gaspreis bestimmt wird. In Paris erwartet man, dass die Preise für Gas und für Emissionszertifikate auf absehbare Zeit hoch bleiben. Das geht aus einem Papier hervor, das die französische Ratspräsidentschaft im Januar auf einem Treffen der Energieminister in Amiens vorgelegt hat und das E&M vorliegt. Trotz der Anstrengungen, die Stromerzeugung zu Dekarbonisieren, werde der Strompreis weiter vom Gaspreis bestimmt, weil Gaskraftwerke für den Lastenausgleich unverzichtbar seien, obwohl die tatsächlichen Durchschnittskosten der Stromerzeugung zunehmend durch den wachsenden Anteil der erneuerbaren Energien bestimmt würden, heißt es in dem Text. Hohe und volatile Strompreise, die durch das aktuelle Strommarktdesign entstünden, seien geeignet, die aus Gründen des Klimaschutzes gewünschte Elektrifizierung des Energieverbrauchs zu gefährden und stellten ein Risiko für eine nachhaltige Senkung der Treibhausgase dar. Wenn die Strompreise die sinkenden Durchschnittskosten der Stromerzeugung nicht wiedergäben, sei das ein falsches Signal an die Investoren. Behindert würden vor allem Investitionen in die Elektro-Mobilität sowie in den Einsatz von Strom in der Industrie und im Wärmemarkt. Das aktuelle Design des Strommarktes behindere die Energiewende, indem es den Einsatz emissionsarmer Technik teurer mache. In Paris sieht man vor allem die Gefahr, dass die Betreiber von Windrädern und PV-Anlagen hohe Gewinne zulasten von Verbrauchern einfahren, die ihren Stromverbrauch nicht reduzieren könnten, und zulasten der Wettbewerbsfähigkeit von Unternehmen. Ein erschwinglicher Zugang zu Energie für alle Haushalte sei inzwischen nicht mehr gegeben. Das stelle die politische und soziale Akzeptanz der Energiewende in Frage. Hohe und volatile Strompreise gefährden Elektrifizierungsziele Auf dem Gasmarkt hätten nicht mehr alle Großhändler einen ausreichenden Zugang zu Erdgas-Lieferungen, so dass die Speicher trotz einer europäischen Regulierung nicht ausreichend hätten gefüllt werden können. Strom- und Gasverbraucher seien entweder mit steigenden Preisen konfrontiert oder dem Risiko ausgesetzt, dass ihr Lieferant seine Verpflichtungen nicht mehr erfüllen könne. Den Bürgern, die von den erneuerbaren Energien sinkende Kosten erwarteten, sei das immer weniger zu vermitteln. Tatsächlich würden die Durchschnittskosten durch die wachsende Rolle der erneuerbaren Energien in den nächsten Jahren weiter sinken. Den Preis für Strom würden aber weiter die voraussichtlich steigenden und schwankenden Gas- und CO2-Preise bestimmen. Eine gewisse Volatilität sei zwar erwünscht, um flexible Technologien zu finanzieren. Das reiche aber nicht, um die „substanziellen Einnahmen“ der emissionsarmen Anlagen an die Verbraucher weiterzureichen. „Fortschritte bei der Elektrifizierung des Verbrauchs sind nur zu erwarten, wenn die Strompreise auf einem niedrigeren Niveau gehalten werden können als die Preise fossiler Brennstoffe. Einen Investitionsanreiz stellt dies dann dar, wenn es über einen gewissen Zeitraum absehbar ist.“ Die bestehende Regulierung setze darauf, Angebot und Nachfrage auf der Grundlage kurzfristiger Preise auszugleichen, heißt es in dem Papier der französischen Regierung weiter. Das begünstige Anlagen mit geringen Kapital- und hohen variablen Kosten. Für Anlagen mit hohen Kapitalkosten bedeute dies höhere Risiken und Finanzierungskosten. Trotzdem wollen die Franzosen die Preisbildung anhand der Grenzkosten nicht vollständig über Bord werfen. Schließlich unterstützen sie die Flexibilität und die Effizienz des Systems. Gleichzeitig sollten „langfristige Preissignale“ die „Fundamentaldaten der Energiewirtschaft“ an die Verbraucher weitergeben. In Paris stellt man sich das etwa so vor: Verbraucher könnten in die Lage versetzt werden, ihren voraussichtlichen Strombedarf zu einem festen Preis im Voraus zu decken. Weicht der tatsächliche Verbrauch davon ab, müsste der Kunde die Differenz über den Spotmarkt decken (oder abgeben). Dadurch wären die Verbraucher einem geringeren Risiko ausgesetzt aber trotzdem gezwungen, sich flexibel zu verhalten.

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