Das Rathaus von Hamminkeln will Stadtwerke gründen und die Mehrheit an den Verteilnetzen übernehmen: Im regulierten Netzbereich bekomme man mehr für sein Kapital als am Markt, hieß es. Der Streit der Netzbetreiber mit dem Regulierer darüber, welche Zinsen sie aufs investierte Kapital aufschlagen dürfen, wenn sie die Netzentgelte berechnen, ist alt. Sie klagen, die Bundesnetzagentur lege die Zinssätze so niedrig fest, dass es attraktiver sei, sein Geld woanders zu investieren. Jetzt gibt es aber einen Beleg dafür, dass die zugestandenen Eigenkapital-Zinssätze so weit über dem Marktniveau liegen, dass eine Stadt genau aus diesem Grund ihren Einstieg in das bisher private Strom- und Gasverteilnetz für lukrativ hält. Die niederrheinische 27.000-Einwohner-Stadt Hamminkeln (NRW) konkretisiert derzeit Überlegungen, eigene Stadtwerke zu gründen und sich maßgeblich am Verteilnetz im Stadtgebiet zu beteiligen. Der Anlass dazu rückt derweil näher: Die extern vergebenen Netzkonzessionen enden. Das Stromnetz gehört noch bis 2028 der Eon-Konzerngesellschaft Westnetz, das Gasnetz bis 2034 der kommunalen Gelsenwasser Energienetze aus Gelsenkirchen. Kämmerer Robert Graaf will nicht nur den kommunalen Daumen auf die Netze bekommen, sondern den großen Wurf: die Gründung von Stadtwerken. Dabei heißt es in einer Vorlage an den Bauausschuss, der am 1. Februar die ersten Schritte dem Plenum empfehlen soll, welcher wiederum zwei Wochen später entscheidet: Der „Vorteil“ etwa einer mehrheitlichen Übernahme des Gasnetzes liege „darin, dass die kalkulatorische Eigenkapital-Verzinsung gesetzlich reguliert und festgeschrieben ist. Aktuell betragen die Zinssätze 5,07 Prozent vor Körperschaftsteuer für Neuanlagen und 3,51 Prozent vor Körperschaftsteuer für Altanlagen“. (Gemeint ist die Gewerbesteuer, Anmerkung der Redaktion). „Sogar“ bei „Kreditnotwendigkeiten vorteilhaft“ Diese Zinssätze liegen nach Meinung Graafs sowohl „oberhalb der am Kapitalmarkt zu erwirtschaftenden Eigenkapital-Verzinsung“ als auch oberhalb der Fremdkapital-Zinssätze. Daher sei der Erwerb von mindestens 51 Prozent des Gasnetzes in einer neu zu gründenden KG, die es dann an den Altkonzessionär Gelsenwasser Energienetze verpachtet, „sogar“ dann „vorteilhaft, wenn Kreditnotwendigkeiten für das Anlagevermögen bestehen“. Auf gut Deutsch: Mit dem regulierten Eigenkapital-Zinssatz, der bei 40 Prozent der Netzinvestitionen und der Instandhaltung des Bestandsnetzes anerkannt wird, lassen sich die Netzentgelte künstlich hochhalten, der designierte Netzbetreiber zahlt sogar bei 100 Prozent Kreditaufnahme weniger Zinsen, als er kalkulieren darf, und die Differenz treibt mit dem Entgeltumsatz auch den Gewinn hoch. Personalaufwand falle praktisch nicht an, da die bisherigen Konzessionäre die Netze weiter betreiben sollen. Aber warum noch ein Gasnetz? Wegen Wasserstoffs Warum sich die Stadt Hamminkeln überhaupt noch für das 120 Kilometer lange Gasnetz mit 4.600 Zählpunkten interessiert, wenn Deutschland 2045 klimaneutral sein soll, beantwortet die Vorlage unter Berufung auf Gelsenwasser so: Die Lage des Netzes in der Nähe des „Wasserstoff-Startnetzes 2030“ sei „stark privilegiert“, fast alle Gasleitungen in Hamminkeln seien sowohl wasserstoff- als auch biogastauglich, und schon 2028 werde die erste Ferngasleitung in der Nähe auf Wasserstoff umgestellt. Gelsenwasser Energienetze steht laut einer Präsentation „im engen Austausch“ mit seinen vorgelagerten Netzbetreibern, um dann vorrangig den Industrie- und Gewerbebedarf bedienen zu können. Gelsenwasser hat der Stadt angeboten, einen kommunalen Wärmeplan aufzustellen, und erwartet die Antwort in diesem Monat. Er hat in den vergangenen zehn Jahren 20 Strom- und Gasnetze übernommen und betreibt in NRW und Niedersachsen 50 Netze. Der große kommunalwirtschaftliche Wurf in Hamminkeln, der noch in diesem Jahr umgesetzt werden soll, wird nach den Vorstellungen im Rathaus folgendermaßen aussehen: Die Stadt gründet eine „Hamminkeln Holding GmbH“ und als 51-Prozent-Tochter davon die „Stadtwerke Hamminkeln GmbH“. Strategischer Partner des Stadtwerks mit 49 Prozent wird Gelsenwasser, die bei der Betriebsführung des Abwasser-Eigenbetriebs maßgeblich hilft. Gelsenwasser veräußert sein Gasnetz an eine 100-prozentige Stadtwerke-Tochter, pachtet es und macht den Netzbetrieb. An einer neuen lokalen Stromnetz-KG behält die Westnetz-Mutter Westenergie 49 Prozent, sonst läuft alles wie beim Gas. In Kooperation mit einer ungenannten Vertriebsgesellschaft, mit der es „vielversprechende Gespräche“ gab, wird auf Holdingebene ein Stromvertrieb aufgebaut. Geschäftsmodell: den Strom aus ausgeförderten PV- und Biogasanlagen in der Region, an denen die Stadt teilweise schon beteiligt ist, oberhalb des Börsenpreises einzukaufen und den Stadtbürgern unterhalb des Marktpreises anzubieten.

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Diederik Samsom gilt in Brüssel als Architekt des europäischen Klimapaktes (Green Deal). Jetzt verlässt der Niederländer die EU-Kommission. Samsom begann seine politische Karriere in den 90er Jahren als Greenpeace-Aktivist. 2003 wurde er ins niederländische Unterhaus gewählt und stieg zum Chef der Sozialdemokraten (Parteij van de Arbeid) auf. Den Parteivorsitz legte er 2017 nieder. Sein Parteifreund, Frans Timmermans, wurde 2019 Klimakommissar und Vize-Präsident in der Kommission von Ursula von der Leyen. Er holte Samsom als Chef seines Leitungsstabes nach Brüssel. Dort galt er als Timmermans engster Mitarbeiter und als die treibende Kraft einer anspruchsvollen Klimapolitik. Mit dem Klimagesetz wurde das Klimaziel der EU auf 55 Prozent angehoben. Danach brachten Timmermans und Samsom alle Bereiche der europäischen Wirtschaft auf Linie. Timmermans konnte sich darauf verlassen, das Samsom die Strategien dafür entwickelte und hinter den Kulissen auch dafür sorgte, dass sie umgesetzt wurden. Timmermans ging Mitte letzten Jahres nach Den Haag zurück. Die Regierung der Niederlande schlug den Christdemokraten Wopke Hoekstra als seinen Nachfolger vor. Der war in der Vergangenheit nicht durch ein besonderes Engagement für den Klimaschutz aufgefallen. Im Europäischen Parlament, wo die Umweltverbände über einen erheblichen Einfluss verfügen, kam der Niederländer nicht gut an. Am Ende sprachen sich die Abgeordneten dennoch für Hoekstra aus, weil die Aussicht bestand, dass Samsom weiter im Hintergrund die Fäden ziehen würde. Hoekstra bestätigte ihn als Chef seines Kabinetts. Aber die Zusammenarbeit zwischen dem Sozialdemokraten und dem Christdemokraten dauerte nur ein viertel Jahr. Jetzt hat Samsom seinen Job bei der Kommission gekündigt. Nicht weil die Kommission in ihrem klimapolitischen Eifer nachgelassen habe, hat der Niederländer dem Online-Portal Politico versichert. Gleichzeitig macht er kein Geheimnis daraus, dass er nicht alles toll findet, was sein neuer Chef macht: „Ich habe ihm drei Dinge versprochen: ihm bei der Bestätigung durch das Parlament zu helfen, ihn bei der Vorbereitung der sehr komplexen Klimakonferenz zu unterstützen und dass ich bis zur letzten, wichtigen Entscheidung bleiben würde: dem Vorschlag für das Klimaziel für 2040.“ Die Kommission wird diesen Vorschlag voraussichtlich am 7. Februar vorlegen. Samsom will der Kommission „für einige Monate“ weiter als Berater zur Verfügung stehen. Was er danach macht, hat er noch nicht verraten.

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Nach EU-Recht dürfen Verteilnetzbetreiber keine öffentliche Ladeinfrastruktur mehr betreiben. In Hamburg übernimmt daher jetzt eine neue Tochter. 1.600 öffentliche Ladepunkte in Hamburg bekommen einen neuen Betreiber: Mit der neu gegründeten Hamburger Energiewerke Mobil GmbH (HEnW Mobil) hat zum 1. Januar 2024 eine 100-prozentige Tochtergesellschaft der Hamburger Energiewerke (HenW) das Ladenetz in der Hansestadt übernommen. Bis zum Jahresende sollen weitere 200 Ladepunkte im Stadtgebiet entstehen. Anlass für den Betreiberwechsel sind die Bestimmungen des Paragraphen 7c im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Dieser legt fest, dass Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen weder Eigentümer von Ladepunkten für Elektromobile sein noch diese Ladepunkte entwickeln, verwalten oder betreiben dürfen. Die Vorschrift setzt eine entsprechende EU-Richtlinie um. Dabei galt für bestehende Ladepunkte eine Übergangsfrist bis zum 31.12.2023. Geleitet wird HEnW Mobil von den beiden Geschäftsführern Florian Hartke (38) und Andreas Kramer (41). Florian Hartke bringt nach Angaben des Unternehmens mehr als ein Jahrzehnt Erfahrung in der Geschäftsfeldentwicklung sowie dem Innovations- und Produktmanagement mit. Seit 2020 ist er für Elektromobilität verantwortlich, zunächst bei Hamburg Energie und nach dem Unternehmenszusammenschluss bei den Hamburger Energiewerken. Andreas Kramer zeichnete seit 2010 bei Hamburg Energie und anschließend bei den Hamburger Energiewerken in leitenden Positionen unter anderem für Vertriebssteuerung und Produktmanagement verantwortlich. Den Bereich der Hamburger Elektromobilität gestaltet er bereits seit 2011 maßgeblich mit. Um den Wettbewerb bei den Angeboten von Ladestrom zu sichern, sollen die städtischen Ladepunkte gemäß Hamburger Modell auch weiterhin allen Ladestromanbietern diskriminierungsfrei zur Verfügung stehen, heißt es in einer Mitteilung des Unternehmens. Über ein in Planung befindliches städtisches Konzessionsverfahren sollen künftig auch weitere Anbieter Ladeinfrastruktur im öffentlichen Straßenraum Hamburgs bauen und betreiben können.

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PV-Check per Mausklick Lohnt sich die PV-Anlage auf dem eigenen Dach oder die Wärmepumpe in Omas Häuschen? Immer mehr niederschwellige Informationsangebote richten sich an potentielle Energiesparer. Wer im oberbayerischen Landkreis Ebersberg oder im Umland Münchens wohnt, der kann jetzt vom Sofa aus prüfen, ob sich die Installation einer Solaranlage auf dem eigenen Dach lohnt. Damit wirbt die Energieagentur Ebersberg-München gGmbH in einer aktuellen Mitteilung. Mit einem neuen Online-Tool können Interessierte direkt auf das Solarpotentialkataster zugreifen, in dem für jedes einzelne Gebäude hinterlegt ist, ob und in welchem Umfang das Dach für die Solarenergieerzeugung geeignet ist. Gewonnen wurden die Daten aus Laserscans, die beim Überfliegen der Region gesammelt wurden. Das Berechnungsmodell schließt auch die Verschattung durch Bäume und Gebäude mit ein. Mit Eingabe einer Adresse erscheint im Online-Tool eine Aufsicht des Daches, auf der die Stärke der Sonneneinstrahlung von blau (schwach) bis rot (stark) dargestellt ist. In weiteren Schritten lässt sich dann durch verschiedene Eingaben − unter anderem der Art der gewünschten Module, der bevorzugte Platzierung und des aktuellen Strompreises − eine potentielle Solarthermie- oder Photovoltaikanlage konfigurieren und auf ihre Wirtschaftlichkeit prüfen. Auch ein Stromspeicher kann berücksichtigt werden. Detailliert zeigt das Tool dann mögliche Kosten, Amortisationszeit und Kapitalrendite an. In einem letzten Schritt ist es dann sogar möglich, sich einen geeigneten Installationsfachbetrieb in der Nachbarschaft anzeigen zu lassen. Wärmepumpe für den Altbau? Ebenfalls an potentielle Energiesparer richtet sich ein Aufruf von Zukunft Altbau, einem durch das baden-württembergische Umweltministerium geförderten Informationsprogramm. Mit einem einfachen Test, heißt es dort, könne man prüfen, ob der Einbau einer Wärmepumpe im eigenen Haus auch ohne Sanierung möglich ist. Für den sogenannten „EE-fit-Test“ müsse man lediglich an sehr kalten Tagen in einer Frostperiode die Vorlauftemperatur des Heizkessels auf 50 bis 55 Grad einstellen und dann die Thermostate an den Heizkörpern auf 20 Grad (Stufe drei) Celsius drehen. Bei Außentemperaturen um null Grad sollte die Vorlauftemperatur nach der Absenkung bei 45 Grad liegen. Werden alle Räume anschließend ausreichend warm, heißt es in der Mitteilung von Zukunft Altbau, sei das Haus fit für eine Wärmepumpe. Wenn nicht, seien Optimierungsmaßnahmen erforderlich oder es müsse energetisch saniert werden. Das Online-Tool für den Abruf des Solarpotentialkatasters für den Landkreis München    und den Landkreis Ebersberg    ist im Internet abrufbar.

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Vor allem die geplanten Kürzungen im Bundeshaushalt 2024 am Klima- und Transformationsfonds (KTF) rufen Kritik bei Energiebranche und Klimaschützern hervor. In der Bereinigungssitzung des Bundestags-Haushaltsausschusses vom 18. Januar sind wichtige Änderungen beschlossen worden (siehe auch separate Meldung). „Wir entlasten die Bürgerinnen und Bürger und die Unternehmen weiterhin durch die Abschaffung der EEG-Umlage mit insgesamt 10 Milliarden Euro“, so die Ampelkoalition. Die EEG-Umlage war per Ende Juni 2022 abgeschafft und durch eine bedarfsorientierte Finanzierung aus dem Bundeshaushalt ersetzt worden. Vor allem der Klima- und Transformationsfonds (KTF) muss nun mit 13 Milliarden Euro weniger auskommen. Das sei am falschen Ende gespart, kritisieren Verbände. Die Förderung der energetischen Stadtsanierung sei unter den gestrichenen Programmen, kritisiert die Deutsche Energieeffizienzinitiative (Deneff). So fehle langfristige Planungssicherheit. Gebäudesanierung ausgebremst Deneff-Geschäftsführer Christian Noll bedauerte, dass die Bundesregierung auf die geplante Erhöhung der Fördersätze für Gebäudesanierungen verzichtet hat. Zeitgleich habe sie in Brüssel geplante Mindeststandards zur Sanierung der schlechtesten Wohngebäude vereitelt. „Die in diesen Gebäuden verschwendete Energie macht die knappe erneuerbare Energie für die Dekarbonisierung von Industrie und Verkehr unnötig teuer“, warnte Noll. Auch die Förderung für Quartiersansätze falle weg. VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing räumte aus Sicht der kommunalen Unternehmen ein: „Es war sicherlich nicht leicht für den Haushaltsausschuss, das Finanzloch im Bundeshaushalt zu schließen.“ Für die Wärmewende bedeute der gestrige Beschluss allerdings einen Rückschlag. So sei die Kürzung der Fördermittel für den Wärmenetzausbau um 200 Millionen Euro falsch, die 2026 greifen soll. „Wer klare Ausbauziele hat, sollte nicht genau das Gegenteil tun, zumal der Fördertopf für effiziente Wärmenetze (BEW) ohnehin schon zu klein war“, kritisierte Liebing. Die Mittelkürzungen führten zwangsläufig zu einem geringeren Tempo in der Wärmewende und dem Verfehlen der Klimaschutzziele im Gebäudesektor. Damit aber würde der Bundeshaushalt mit Ausgaben belastet, wenn er statt eigener Reduktion von Treibhausgas-Emissionen absehbar Ausgleichszahlungen an andere EU-Länder für deren CO2-Kontingente zahlen muss. „Die ehrgeizigen Zielvorgaben, die Anschlüsse an Wärmenetze verdreifachen zu wollen, erfordern aus unserer Sicht bis Mitte der 30er eine Förderung von 3 Milliarden Euro jährlich“, forderte der VKU-Chef. DUH beklagt Streichung der PV-Modulförderung Barbara Metz, Bundesgeschäftsführerin der Deutschen Umwelthilfe (DUH), erklärte dagegen: „Bauministerin Geywitz hat dafür gesorgt, dass es bis heute keinen Plan zur werterhaltenden Sanierung deutscher Wohngebäude gibt.“ Jetzt fehlten auch noch die finanziellen Anreize zur Sanierung. Zudem kritisiert die DUH, dass kein Geld mehr bereitsteht, um die Produktion von Solarmodulen in Deutschland zu fördern. Justus Menten, Co-Founder und Geschäftsführer des Gebäudeenergieberaters Enter, begrüßte die Einigung auf einen Haushalt, der Hausbesitzern nun endlich verlässliche Planung ermögliche. „Förderanträge im Bereich der energetischen Eigenheimsanierung und der Energieberatung können wieder gestellt und Fördergelder ausgezahlt werden“, so Menten. Ohne individuellen Sanierungsfahrplan sei eine maximale Summe von 30.000 Euro förderfähig, bei Vorliegen eines individuellen Sanierungsfahrplans beträgt der Förderdeckel das Doppelte. Privates Kapital für neue Energieträger aktivieren Der Wirtschaftsverband Fuels und Energie (EN2X) kritisierte die Streichung von Fördergeldern für die Etablierung erneuerbarer flüssiger und gasförmiger Energieträger und chemischer Einsatzstoffe. Hauptgeschäftsführer Christian Küchen forderte Mittel, um die Projekte für den industriellen Hochlauf weiter voranzubringen. Statt Gelder zu streichen, müsse die Politik die Produktion von grünem Wasserstoff und erneuerbaren Kohlenwasserstoffen stärker vorantreiben, so Küchen. Wichtig sei auch die Entwicklung von Finanzierungsinstrumenten, die die erforderlichen langfristigen Investitionen für den Markthochlauf grüner Moleküle absichern. Die AfD-Fraktion im Bundestag hält den Haushaltsentwurf für verfassungswidrig. Die Nettokreditaufnahme liege nicht, wie behauptet, bei 39, sondern bei 77 Milliarden Euro und verstoße somit doch gegen die Schuldenbremse, meinte der haushaltspolitische Sprecher der AfD-Bundestagsfraktion, Peter Boehringer.

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Die Fördergelder aus dem Klima- und Transformationsfond (KTF) des Bundes stehen nach einer Ausgabensperre ab sofort wieder zur Verfügung.  Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) habe die Antrags- und Bewilligungspause aufgehoben, teilte die Behörde in Berlin mit. Es hatte am 1. Dezember eine Sperre für alle Förderprogramme verhängt, die aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) finanziert werden. Grund dafür war das Urteil des Bundesverfassungsgerichtes (BVG), nach dem der Bund 60 Milliarden Euro, die die Regierung bereits verplant hatte, nicht ausgeben durfte. Ein großer Teil dieser Mittel sollte im Rahmen des KTF für Förderprogramme des Bundes zur Verfügung stehen. Nach der Bereinigungssitzung des Bundestags-Finanzausschusses haben die Koalitionsparteien Mitte Januar einen neuen Haushalt beschlossen. Danach stehen im KTF weniger Mittel zur Verfügung als vor dem Urteil des BVG geplant waren. Die Kürzungen fielen jedoch nicht so drastisch aus, wie zunächst befürchtet wurde, nachdem das Finanzministerium mehr als sechs Milliarden Euro „Haushaltsreste“ aus dem abgelaufenen Haushaltsjahr gefunden hatte. Dieses Geld kann 2024 ausgegeben werden und wurde auf verschiedene Haushaltsposten verteilt. Nachdem jetzt feststeht, wie viel Geld im KTF zur Verfügung steht, hat das BMWK die sicherheitshalber verhängte Bewilligungssperre aufgehoben. Betroffen davon seien unter anderem die Nationale Klimaschutzinitiative, das Aufbauprogramm Wärmepumpe, die Förderung der Wärmeinfrastruktur, der Einsatz von Wasserstoff in der Industrie, die nationale Wasserstoffstrategie, die Dekarbonisierung der Industrie oder die serielle Fertigung von Energiespeichern, heißt es dazu. Für diese Programme nehmen die damit beauftragten Behörden ab sofort wieder Anträge entgegen. Bereits vorliegende Anträge werden weiter bearbeitet und „nach Maßgabe der vorläufigen Haushaltsführung“ beschieden. Nicht betroffen vom Antragstopp waren die Förderung des Einsatzes erneuerbarer Energien in Gebäuden und Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz.

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Die Verbraucherzentrale Nordrhein-Westfalen gibt Tipps zur Berechnung der Heizkosten, die auch den steigenden CO2-Preis berücksichtigen. Der Anfang 2021 von der Bundesregierung eingeführte und sich schrittweise erhöhende CO2-Preis betrifft fossile Brennstoffe für die Sektoren Wärme und Verkehr. Damit sollen unter anderem mehr Anreize zur energetischen Gebäudesanierung geschaffen werden. Für das Jahr 2024 hat die Bundesregierung den CO2-Preis von 30 auf 45 Euro pro Tonne erhöht. Da im Gegensatz zu Eigentümern Mieterinnen und Mieter weder durch die Gebäudedämmung ihren Energiebedarf senken noch sich für eine neue, energieeffiziente Heizung entscheiden können, werden die CO2-Kosten seit 2023 bei Öl- und Gasheizungen aufgeteilt. „Unser Online-Tool zur Berechnung der anfallenden Kosten zum CO2-Preis hilft dabei, die korrekte Aufteilung darzustellen“, erklärte dazu Christian Handwerk, Energieexperte der Verbraucherzentrale NRW. Dazu hat der Verband auch drei Tipps zusammengestellt: Zentralheizung: Rechnung auf Vermieter-Anteil prüfen Der CO2-Preis fällt grundsätzlich dann an, wenn mit Öl, Gas oder Fernwärme geheizt wird. Wohnen Verbraucherinnen und Verbraucher zur Miete in einem Haus mit Zentralheizung, sind die Eigentümer dazu verpflichtet, ihren Anteil am CO2-Preis in der Heizkostenabrechnung zu berücksichtigen. Der Anteil der Vermieter reduziert damit die Heizkosten, ohne dass Mieter aktiv werden müssen. Der CO2-Kostenanteil muss in der Heizkostenabrechnung ausgewiesen und abgezogen werden. Fehlt die entsprechende Kostenausweisung, dürfen Mieter ihre gesamten Heizkosten um 3 Prozent kürzen. Direkter Vertrag mit Energieversorger: Selbst aktiv werden Wer zur Miete wohnt und eine Gasetagenheizung hat und damit einen eigenen Vertrag mit dem Energieversorger, muss sich mit der Hausverwaltung oder dem Vermieter in Verbindung setzen, um die korrekte Aufteilung der CO2-Kosten zu klären. Zur Ermittlung werden die Wohnfläche in Quadratmetern und der Jahresverbrauch in kWh benötigt. Bei der Berechnung hilft das entsprechende Online-Tool der Verbraucherzentrale. Über Sonderregeln Bescheid wissen Andere Kostenvereinbarungen zwischen den Mietparteien sind in Ein- und Zweifamilienhäusern möglich, wenn der Vermieter selbst eine Wohnung in diesem Haus bewohnt. Eine weitere Sonderregel betrifft beispielsweise die Nutzung von Gas zum Kochen. Nutzen Mieter dies, ist der Vermieter-Anteil an den CO2-Kosten um 5 Prozent zu kürzen. CO2-Preis-Rechner und weitere Informationen    zum Thema sind auf der Onlineseite der Verbraucherzentrale zu finden.

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Auf die Bedeutung von Großbatteriespeichern für das Gelingen der Energiewende weist eine Studie hin. Sie sieht dadurch in Deutschland ein Einsparvolumen von 12 Milliarden Euro. Eine Untersuchung des Beratungsunternehmens Frontier Economics – in Auftrag gegeben von Baywa Re, Eco Stor, Enspired, Fluence und Kyon Energy – bestätigt die kürzlich vorgelegte Speicherstrategie des Bundeswirtschaftsministeriums. Diese, so heißt es, müsse jetzt zügig ausgestaltet und umgesetzt werden. Die Bedeutung von Großbatteriespeichern für das Stromsystem wird demnach in Zukunft stark zunehmen. Die Analysen zeigen, dass das Volumen an Großbatteriespeichern in Deutschland bis 2030 auf 15.000 MW beziehungsweise 57 Millionen kWh steigen wird, wenn die politischen Rahmenbedingungen stimmen. Das entspricht einer Vervierzigfachung der Speicherkapazität von Großspeichern im Vergleich zu heute. Bis 2050 kann der Bestand an Großbatteriespeichern in Deutschland dann sogar bis auf 60.000 MW oder 271 Millionen kWh steigen. Der Zubau wird durch die wachsende Nachfrage nach Flexibilität im Stromsystem und fallende Kosten für Großbatteriespeicher getrieben. Weniger Gasimporte erforderlich Dr. Christoph Gatzen, Direktor bei Frontier Economics, sieht in der Studie eine Bestätigung der zukünftigen Rolle von Großbatteriespeichern in Deutschland: „Die Ergebnisse zeigen ganz klar, dass Großbatteriespeicher für die Energiewende in Deutschland eine zentrale Rolle spielen. Ein Verzicht auf diese flexibel einsetzbare Technologie führt zu höheren Gasimporten und mehr Abregelung erneuerbarer Energien in Deutschland und damit zu höheren volkswirtschaftlichen Kosten.” Sowohl bezüglich der Kostendegression als auch der Zubaurate versprächen Batteriespeicher eine ähnlich dynamische Entwicklung wie Photovoltaikanlagen in den vergangenen Jahren – mit dem Unterschied, dass Großbatteriespeicher ohne staatliche Förderung und rein marktgetrieben zugebaut und wirtschaftlich betrieben werden könnten. Großbatteriespeicher können nach den Berechnungen der Studienautoren einen erheblichen volkswirtschaftlichen Mehrwert generieren. Dies geschieht durch die Verschiebung der Verfügbarkeit von Strom aus Zeiten mit Stromüberschuss in Zeiten mit einem Strommangel. Der Mehrwert aus solchen Einsparungen wird allein am Großhandelsmarkt auf etwa 12 Milliarden Euro bis zum Jahr 2050 steigen – sogar ohne den zusätzlichen Nutzen für Systemdienstleistungen, Vermarktung am Intradaymarkt oder sonstige volkswirtschaftliche Folgeeffekte zu berücksichtigen. Ein wesentlicher Treiber dieser Einsparungen besteht in eingesparten Brennstoff- und CO2-Kosten. So helfen Großbatteriespeicher im Jahr 2030 rund 6,2 Millionen Tonnen CO2 und im Jahr 2040 rund 7,9 Millionen Tonnen CO2 zu vermeiden. Das geht aus einer Vergleichsrechnung mit einem Stromsystem, in dem in Deutschland statt Großbatteriespeichern überwiegend Gaskraftwerke eingesetzt werden, hervor. Sinkende Großhandelspreise  Die Untersuchung zeigt weiter, dass Großbatteriespeicher eine preissenkende Wirkung auf die Preise haben und den Großhandelspreis zwischen 2030 und 2050 im Durchschnitt um rund 1 Euro/MWh reduzieren. Wenn keine Möglichkeit besteht, stationäre Batteriespeicher durch zusätzliche Gaskraftwerke zu ersetzen, wäre hingegen mit einem um 4 Euro/MWh höheren Großhandelspreis zu rechnen. Der Ausbau von Großbatteriespeichern kann zudem wesentlich dazu beitragen, den Investitionsdruck bei Gaskraftwerken zu reduzieren, wie es in der Untersuchung weiter heißt. In einem Szenario ohne Speicherausbau reichen die geplanten rund 26.000 MW neue Gaskraftwerke bis 2030 nicht aus und es müssen weitere 9.000 MW gebaut und betrieben werden. Die Modellierung zeigt, dass Großspeicher den Zubau von Gaskraftwerken zwar nicht vollständig ersetzen können, aber wesentlich dazu beitragen, den Investitionsdruck bei neuen Gaskraftwerken bis 2030 zu reduzieren. Thomas König, Regulations Expert bei Enspired, kommentiert: „Großbatteriespeicher sind das notwendige Puzzleteil für die Realisierung der Energiewende. Durch die aus der Großspeicherintegration resultierenden Kosteneinsparungen und wachsenden Gasunabhängigkeit gewinnt die Energiewende zudem an öffentlicher Akzeptanz.” Forderungen an die Politik Die Auftraggeber der Studie sehen die Politik konkret gefordert, für Investitionssicherheit beim Bau von Großbatteriespeichern zu sorgen. Bürokratische Hemmnisse und regulatorische Barrieren beispielsweise bei den Genehmigungsverfahren müssten abgebaut werden. Alle Märkte für Energie, Kapazität und Systemdienstleistungen in Deutschland sollten technologieoffen und marktbasiert ausgestaltet sein. Die Bundesregierung müsse schnellstmöglich die Vorgaben aus der aktuellen Reform des europäischen Strommarktes zur Festlegung indikativer Speicherziele umsetzen. Die Studie basiert auf der Modellierung des europäischen Strommarktes mit dem Frontier‘s Combined Investment and Dispatch Modell in drei unterschiedlichen Varianten: Einer Referenz-Modellierung, in der der endogene Ausbau von Batterien und Kraftwerkskapazitäten einzig durch das Modell erfolgt, sowie zwei Varianten, in denen der Zubau von Batterien in Deutschland nicht möglich ist und die fehlende Kapazität durch den endogenen Zubau anderer Kraftwerkskapazitäten erlaubt beziehungsweise nicht erlaubt ist. Frontier Economics ist ein Beratungsunternehmen, das sich unter anderem mit den wirtschaftlichen Folgen von Energie- und Klimaveränderungen befasst.

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Energieversorger verkennen das Potenzial von Erdwärme, lautet eine Erkenntnis aus einer Befragung von 70 Topmanagern. Auch Speicher und steuerbare Lasten seien lohnende Geschäftsfelder. Die Energiewende verlangt technologische Entwicklungen und unternehmerischen Weitblick. Eine Studie hat nun herausgefunden, dass die meisten Entscheider in Energieversorgungsunternehmen (EVU) das Hauptgeschäft in Freiflächen-Solaranlagen und Windkraftwerken an Land sehen, gefolgt von Offshore-Wind und Wasserkraft. Geothermie und Biomasse hingegen seien die Stiefkinder. Dabei habe der Großteil der etwa 50 existierenden Erdwärme-Großanlagen das Zeug, sich zum Erfolgsmodell zu entwickeln, so Matthias Deeg. Er ist Energiewirtschaftsexperte beim internationalen Beratungsunternehmen Horvath, das nun die Firmenbefragung „Strategieentwicklung von Energieversorgern“ ausgewertet und vorgelegt hat. Die Branche müsse im Bereich Geothermie „aufwachen“ und nicht vor dem Einsatz des derzeit nötigen Risikokapitals zurückschrecken, so Matthias Deeg. Ein ehrgeiziges Ziel verfolgen laut Studie immerhin mehr als die Hälfte der befragten EVUs: Sie wollen bis 2030 den von ihnen vertriebenen Strom zu 75 Prozent aus eigener, grüner Produktion sicherstellen. Aus dieser enormen Transformation ergeben sich laut Horvath Herausforderungen, Geschäftsmodelle für Flexibilität zu entwickeln – etwa im Bereich Batteriespeicher, Lastenmanagement und intelligenter Netze. Branche tappt bei Flexibilitätsprojekten noch im Dunkeln Hier sehen rund drei Viertel der Befragten zwar ein Wachstumsfeld, gleichzeitig herrsche bei der konkreten Ausgestaltung von Geschäftsmodellen für Flexibilität weiter Unklarheit – hier tappe die Branche noch im Dunkeln. Die Mehrheit der EVU erwarte zudem noch keine hohen Renditen. Horvath-Experte Matthias Deeg widerspricht mit Blick auf Lastenmanagement und intelligente Netze: „Dort sind künftig die Profite zu holen – je früher die Marktteilnehmer hier ihre Kompetenzen ausbauen, desto besser.“ Die Frage von Strom-Beschaffung und Belieferung läuft laut Horvath-Studie eindeutig auf Langzeitverträge hinaus, das Power Purchase Agreement (PPA). Über 90 Prozent der EVUs wollen künftig stärker PPA nutzen, für den eigenen Bezug oder die Lieferung des Grünstroms an industrielle Abnehmer. Fast zwei von drei Unternehmen sprechen sich für eine Neugestaltung des Strommarktdesigns aus. Drei Viertel der Befragten sehen ferner den Ausbau ihrer Erneuerbaren-Kapazitäten nicht nur im lokalen, sondern auch im überregionalen Bereich. Für kleinere Versorger ergeben sich daraus einige Problemstellungen, etwa beim Werben um Fachkräfte oder auch um die nötigen Flächen für Wind- und Sonnenkraftwerke. Entsprechend setzen mehr als drei Viertel der Unternehmen auf den Aufbau von Kooperationen. Matthias Deeg betont, Energieversorger müssten sich strategisch und organisatorisch so aufstellen, dass sie den Erneuerbaren-Ausbau auch stemmen könnten. Dazu zählten neue Geschäftsmodelle wie Hybridprojekte, die Solar- und Windkraftanlagen mit Energiespeichern kombinierten. Es sei wichtig, das eigene Portfolio mit Speichern und steuerbaren Lasten zu optimieren. Wer bei dieser Flexibilitätsstrategie „Gas gibt, kann sich noch mit dem Aufbau von Erfahrungen und Referenzen am Markt positionieren“, so der Horvath-Experte. Die Branchenbefragung „Strategieentwicklung von Energieversorgern   “ von Horvath kann über das Internet angefordert werden.

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Kraken, die Technologiesparte des Energie- und Technologiekonzerns Octopus Energy, übernimmt das Berliner Start-up Kwest. Mit der Integration der Workflow-Plattform von Kwest will der Technologiekonzern Kraken die betriebliche Effizienz von Wärmepumpen, intelligenten Zählern und Solaranlagen weiter steigern. Dazu wurden nun das Start-up Kwest mit Sitz in Berlin übernommen, teilte Kraken mit. Das Berliner Startup Kwest verfolgt die Geschäftsidee, Installationsbetrieben aus dem Erneuerbarensektor mit ihrer IT-Plattform zu helfen, Projekte schneller und effizienter umzusetzen. Die Software-Plattform ermöglicht es nach Auskunft des Start-ups Unternehmen, betriebliche Abläufe zu optimieren und zu automatisieren. Mit der Übernahme werde das siebenköpfige Team von Kwest dem globalen Team von Kraken beitreten. Außerdem wird Kraken sein erstes Entwicklungszentrum in Berlin eröffnen, teilte der Konzern dazu weiter mit. Kwest wurde von Robin Dechant, Marco Holst und Constantin Ehrensberger gegründet und wird von Investoren wie Speed Invest unterstützt. Seit 2020 ist Octopus mit Sitz in München als Vertriebsunternehmen in Deutschland am Start und ist in den Markt für erneuerbare Energien und ins Wärmepumpengeschäft eingestiegen. Im Herbst 2023 hat Octopus zudem die britischen und deutschen Kunden von Shell Energy übernommen. Dadurch kamen insgesamt rund zwei Millionen neue Kunden zu dem in London ansässigen Unternehmen hinzu. In Deutschland kam es mit der Übernahme auf knapp 300.000 Kunden, in Großbritannien waren es 6,5 Millionen. Das Shell-Portfolio für Endkunden umfasste Strom, Erdgas und Batteriespeicher. Octopus Energy wurde 2015 von der Investmentgesellschaft Octopus Group ins Leben gerufen. Das Unternehmen wirbt damit, mit einer sogenannten Krakentechnologie die Kunden besonders effizient zu versorgen. Octopus Energy beliefert nach eigenen Angaben 3 Millionen Haushalte und hat Vertriebsstandorte in 14 Ländern.

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Über das Joint Venture „TEAL Mobility“ wollen die Unternehmen Air Liquide und Total Energies ein Wasserstoff-Tankstellennetz in Europa aufbauen.  Air Liquide und Total Energies haben auf der bis zum 2. Februar in Paris stattfindenden Messe „Hyvolution 2024“ die Gründung des Joint Ventures „TEAL Mobility“ verkündet. Das Ziel des Unternehmens ist es, länderübergreifend über 100 Wasserstoff-Tankstellen für schwere Nutzfahrzeuge zu errichten. Als Zeithorizont geben die Partner zehn Jahre an. Die Standorte der Tankstellen sollen sich an „wichtigen europäischen Transitrouten“ befinden. Das neue Unternehmen ist zu gleichen Teilen im Besitz der beiden Gründungsmitglieder. Beide wollen sie ihre jeweiligen Kompetenzen in die Neugründung mit einbringen: das französische Gasunternehmen Air Liquide sein Know-how im Bereich der gesamten Wasserstoff-Wertschöpfungskette, der französische Energiekonzern Total Energies sein Wissen im Betrieb und Management von Tankstellennetzen sowie im Energievertrieb an gewerbliche Kunden. Die Partner betonen die Vorteile eines mit Wasserstoff betriebenen Brennstoffzellen-Nutzfahrzeuges: Wasserstoff erlaube im Vergleich zu rein batterieelektrisch angetriebenen Fahrzeugen eine schnellere Betankung. In etwa 15 Minuten Betankungszeit könne eine Reichweite von etwa 800 Kilometern ermöglicht werden. Auch bei wasserstoffbetriebenen Fahrzeugen die Zuladung nicht beeinträchtigt. In der Dekarbonisierung des Nutzfahrzeugsektors kommt generell Bewegung auf. Erst kürzlich gab der britische Mineralölkonzern BP seinen Einstieg bei H2 Accelerate bekannt (wir berichteten). Die Kooperation setzt sich für den europäischen Rollout von Brennstoffzellen-Lkw ein.

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Das Steuern im Verteilnetz gilt als einer der wesentlichen Erfolgsfaktoren für die Energie- und Mobilitätswende. Doch dafür müssen wesentliche Voraussetzungen erfüllt sein. Nach der Festlegung der Bundesnetzagentur zum Steuern von Verbrauchsanlagen müssen die Verteilnetzbetreiber nun deren Vorgaben umsetzen. Simon Koopmann sieht dafür zwei entscheidende Voraussetzungen: Zum einen benötigen die Netzbetreiber ein gutes Abbild des Netzes – einen digitalen Zwilling. „Zum anderen müssen Messdaten erfasst werden, etwa an den Abgängen der Ortsnetzstationen, die dann mit dem Netzmodell verknüpft werden“, sagt der Geschäftsführer der Eon-Tochtergesellschaft Envelio im Gespräch mit E&M. Nur so könne überhaupt erst einmal der Netzzustand ermittelt werden, von dem aus man dann auf mögliche Steuerhandlungen oder Ausbaumaßnahmen schließen kann. Eine wesentliche Herausforderung dabei sei die Erfassung der Daten, die häufig in isolierten Systemen liegen, die zum Teil schon vor Jahrzehnten implementiert wurde und deshalb auch nicht „rechenfähig“ seien. Allerdings waren die Netzbetreiber nach Koopmanns Erfahrung in den vergangenen Jahren nicht untätig. „Eine ganze Reihe von ihnen ist schon seit mehreren Jahren dabei, digitale Zwillinge aufzubauen“, weiß der Chef von Envelio, das nach eigenen Angaben mit seinem Kundenstamm und seinen Smart-Grid-Produkten rund 45 Prozent der deutschen Mittel- und Niederspannungsnetze abdeckt. Die Echtzeitüberwachung der Niederspannungsnetze sei in den meisten Fällen noch in einer Pilotphase. Einige der Netzbetreiber, so berichtet Koopmann, nutzen solche Modelle allerdings schon produktiv für andere Zwecke, wie etwa die Automatisierung der Anschlussprüfung. „Die große Herausforderung wird jetzt sein, das Teststadium hinter sich zu lassen und die Modelle zu skalieren“, betont er. Echtzeitüberwachung meist noch in der Pilotphase Im Gespräch erläutert er, dass die Schnittstellen zwischen den einzelnen Systemen eine große Herausforderung sind, das eigene Produkt – eine Smart-Grid-Plattform – mit seiner Bibliothek an Datenintegrationsmodulen allerdings eine Lösung dafür darstellt. Individuelle Schnittstellen zu bauen, sei damit nicht notwendig. „Dass alle Verteilnetzbetreiber ihre Daten in einem Standardformat zur Verfügung haben und zur Verfügung stellen, ist nun mal nicht die Realität. Deshalb haben wir uns der Realität angepasst“, so Koopmann. Wenn die Daten zusammengetragen und verknüpft sind, muss auch eine Handlungsanweisung oder -empfehlung, gegebenenfalls die Steuerung von Verbrauchern, erfolgen. Dann werden die Steuersignale generiert und an den Messstellenbetreiber übermittelt. „Im betroffenen Netzgebiet kann es aber mehrere Messstellenbetreiber geben, weil es ja grundsätzlich eine wettbewerbliche Funktion ist. Deshalb musste hier eine Standardschnittstelle, die sogenannte Edifact API beziehungsweise BDEW API, geschaffen werden, an deren Entwicklung wir auch beteiligt waren“, erläutert Koopmann. Diese Standardschnittstelle sei jedoch erst mit der Festlegung der Bundesnetzagentur abschließend definiert worden. Dies ist nach seiner Ansicht auch ein wesentlicher Grund, warum offensichtlich noch kein Netzbetreiber die Steuersignale erzeugen und verschicken kann. „Denn wenn man sauber nach § 14a EnWG bei einer entsprechenden Netzsituation steuern möchte, muss man über diese Schnittstelle gehen“, so Koopmann. Da es die klassische Leitwarte nur auf der Hochspannungs- und zum Teil noch auf der Mittelspannungsebene gibt, muss das Steuersignal an anderer Stelle generiert werden. „Wir reden hier über eine neue Lösung, die perspektivisch zu einem Niederspannungsleitsystem entwickelt wird“, erklärt der Envelio-Geschäftsführer.

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In Nürnberg kommt bei zwei Spitzenlastkraftwerken testweise hydriertes Pflanzenöl zum Einsatz. HVO heißt der Zauberstoff, mit dem Uniper die beiden Kraftwerksblöcke am Standort Franken in Nürnberg teilweise mit klimaneutralem Brennstoff betreiben will. HVO steht für Hydrotreated Vegetable Oil zu Deutsch hydriertes Pflanzenöl und hat – je nach Aufbereitung – die gleichen chemischen Eigenschaften wie Heizöl oder Diesel. Der Vorteil: Das HVO wird aus grünem Abfall gewonnen. Uniper testet in den beiden Anlagen den grünen Energieträger als Alternative zu Erdgas und Heizöl. Wie Uniper mitteilte stammt eine Anlage aus dem Jahr 1973 und kommt auf 373 MW, die andere wurde 1976 mit einer Leistung von 440 MW fertiggestellt. Ausgelegt sind die Kraftwerke auf Erdgas. „Im Bedarfsfall können die Anlagen auch mit leichtem Heizöl betrieben werden“, so Uniper. Aufgrund der hohen Brennstoffpreise für Gas und Öl „kommt Franken nur als Spitzen- und Reservekraftwerk zum Einsatz“. Die Anlagen laufen nur wenige Stunden im Jahr, mit wenigen Starts. Seit 2022 testen die Ingenieure den Einsatz von HVO. „Im Zuge der Tests haben wir die gesamte Heizöl-Infrastruktur auf HVO umgestellt und verschiedene Lastfälle untersucht“, so Kraftwerksleiter Stefan Ritter. Die Ergebnisse sind laut Uniper vielversprechend, vor allem, weil keine verfahrenstechnischen Anpassungen nötig sind. HVO doppelt so teuer wie Heizöl Nun soll hydriertes Pflanzenöl weiter in den Kesseln erprobt werden. „Block 1 hat 20 Brenner. Wir werden versuchen, zwei Ebenen mit HVO zu fahren, das sind dann acht Brenner“, erklärt Ritter. Dabei will das Team weiter testen, wie sich die Verbrennung in einem Großkessel verhält. Bisher zeigten die Tests mit HVO sehr positive Resultate. Beim Test seien alle Emissionsgrenzwerte eingehalten. Darüber hinaus scheinen nach aktuellen Erkenntnissen auch die Stickoxide geringer als bei fossilen Brennstoffen. Technisch steht dem Einsatz vom HVO also wenig im Weg. Anders sieht es bei der Wirtschaftlichkeit aus. „HVO ist aktuell ungefähr doppelt so teuer wie Heizöl“, so Ritter. Der Markt müsse sich hier erst noch entwickeln. „Trotzdem wird HVO wohl nie so günstig werden wie Gas oder Öl.“ Allerdings könnte laut dem Kraftwerksleiter die Politik helfen. Eine höhere Bepreisung von CO2 würde Projekte mit HVO attraktiver machen, „denn die preisliche Lücke zwischen den grünen und fossilen Brennstoffen wird dadurch geringer.“

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Christian Kühn folgt beim Bundesamt für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung auf Wolfram König. Er verantwortet künftig unter anderem das Auswahlverfahren für das geplante Endlager. Zum 15. Februar 2024 übernimmt Christian Kühn (Grüne) die Leitung des Bundesamts für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung (BASE). Er folgt dort auf Wolfram König, der Ende Januar 2024 in den Ruhestand gehen wird. Das teilte das Bundesumweltministerium (BMUV) nun mit. Kühn ist seit 2013 Mitglied des Bundestags und seit 2021 Parlamentarischer Staatssekretär im BMUV. Der Politikwissenschaftler und Soziologe verfüge über eine hohe fachliche Expertise für die Themen des BASE und bringe zudem breite Erfahrungen in gesellschaftlichen Partizipations- und Moderationsprozessen mit, heißt es aus dem Ministerium. Seine Mandate als Vorsitzender in den Aufsichtsräten der Bundesgesellschaft für Endlagerung (BGE) und der Gesellschaft für Anlagen- und Reaktorsicherheit (GRS) sowie als Vorsitzender des Aufsichtsrats der BGZ Gesellschaft für Zwischenlagerung habe der 44-Jährige nach der Kabinettsentscheidung am 24. Januar und seiner Benennung niedergelegt, hieß es. Amtsinhaber Wolfram König leitet das BASE seit 2016. Zuvor war der Diplom-Ingenieur für Architektur und Stadtentwicklung mehr als 18 Jahre lang Präsident des Bundesamtes für Strahlenschutz (BfS) gewesen, das auch verantwortlicher Betreiber des Erkundungsbergwerkes Gorleben sowie der Endlager- und Stilllegungsprojekte Konrad, Asse und Morsleben war. Zuvor war er zwischen 1994 und 1998 Staatssekretär im Umweltministerium des Landes Sachsen-Anhalt gewesen. Kürzlich hatte König eine „populistische“ Atomkraft-Wiederbelebungsdebatte in Deutschland kritisiert.

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Seit dem 1. Januar hat die Viessmann Group mit Boris Scukanec Hopinski ein neues Mitglied im Führungsteam.  Mit Wirkung zum 1. Januar 2024 hat der Verwaltungsrat der Viessmann Group Boris Scukanec Hopinski zum neuen Chief Operating Officer (COO) und zum neuen Vorstandsmitglied der Viessmann Group ernannt. Die Position des COO ist neu geschaffen worden, wie ein Sprecher des Unternehmens gegenüber der Redaktion erklärte. Das 107 Jahre alte Familienunternehmen wolle damit sein Führungsteam stärken. In seiner neuen Funktion solle der 42-Jährige die operative Optimierung der gesamten Viessmann Group vorantreiben und sich auf die Reinvestition der Erlöse aus dem kürzlich abgeschlossenen Zusammenschluss von Viessmann Climate Solutions mit des US-Konzerns Carrier Global fokussieren. Max Viessmann, CEO der Viessmann Group, erklärt zu der Personalie Scukanec Hopinski: „Boris passt perfekt in unser Führungsteam: Er identifiziert sich von ganzem Herzen mit unserem Leitbild und ist ein ausgewiesener Experte mit einer starken Erfolgsbilanz bei operativen Themen und bei strategischen Investitionen.“ Scukanec Hopinski bringe, wie es in einer Mitteilung heißt, einen rund 20-jährigen Erfahrungsschatz aus der Finanzbranche mit. Zuletzt war er als Head of Corporate Development and Bank Management bei der HypoVereinsbank – UniCredit Bank AG beschäftigt. Weitere Stationen waren Goldmann Sachs und Deutsche Lufthansa. Die Führungsspitze der Viessmann Group besteht nun aus vier Personen: Maximilian Viessmann (Chief Executive Officer. CEO), Dr. Ulrich Hüllmann (Chief Financial Officer. CFO), Frauke von Polier (Chief People Officer, CPO) und Boris Scukanec Hopinski (COO). Viessmann hatte Anfang Januar den Verkauf seiner Klimasparte einschließlich des Wärmepumpen-Geschäftes an Carrier Global zum Abschluss gebracht (wir berichteten). Für die mit Abstand größte Unternehmenssparte mit rund 1.200 Beschäftigten haben die Nordhessen 20 Prozent des Kaufpreises von 12 Milliarden Euro in Form eines Aktienpakets erhalten. Die Viessmann-Gruppe ist seitdem wie geplant zu einem der größten Carrier-Anteilseigner geworden. In der Viessmann-Gruppe verbleiben die Sparten Kältetechnik, Immobilien und Investments. Boris Scukanec Hopinski Quelle: Viessmann

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Die Berliner Energieagentur hat ihren Geschäftsführer, Michael Geißler, im Amt bestätigt.   Der Aufsichtsrat der Berliner Energieagentur GmbH hat einstimmig die Wiederbestellung ihrer Führungsspitze beschlossen. Für weitere drei Jahre führt Michael Geißler die Geschäfte des Unternehmens. Die Gesellschafter der Agentur und Geißler setzen damit ihre „erfolgreiche Zusammenarbeit an der Schnittstelle zwischen Politik und Wirtschaft“ in Berlin fort. Man wolle, wie es in einer Mitteilung heißt, den Beitrag zur Klimaneutralität weiter ausbauen und dabei das Land Berlin, die hauptstädtischen Unternehmen sowie die Berliner Wohnungswirtschaft auf deren Transformationspfad zielgerichtet unterstützen. Das Unternehmen entwickelt und realisiert innovative Projekte zur Reduzierung von Energiekosten und CO2-Emissionen. Es wurde 1992 auf Initiative des Berliner Abgeordnetenhauses gegründet. Zu den Gesellschaftern zählen zu je gleichen Teilen das Land Berlin, die KfW-Bankengruppe, die Vattenfall Wärme Berlin AG und die Gasag AG.

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Andrew Flanagan ist zum neuen CEO von RWE Clean Energy ernannt worden. Flanagan war bislang CDO (Chief Development Officer) des Unternehmens. Das teilte der Essener Energiekonzern mit. Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender der RWE AG und Chairman der RWE Clean Energy, erklärte dazu, Flanagan habe eine Schlüsselrolle beim Aufbau von RWE Clean Energy gespielt. Und: „Andrew tritt seine neue Rolle zu einem Zeitpunkt an, in dem wir das Geschäft in allen Bereichen – Onshore-Wind, Solar und Batterien – deutlich ausbauen wollen.“ Mark Noyes, derzeit CEO von RWE Clean Energy, hat sich nach Angaben von RWE entschieden, im beiderseitigen Einvernehmen aus der Leitung des Unternehmens auszuscheiden. In dem Zusammenhang würdigte der RWE-Vorstand Noyes bisherige Tätigkeit. Nach der Übernahme des Erneuerbaren-Geschäfts von Con Edison habe Mark Noyes die neue RWE Clean Energy erfolgreich auf dem amerikanischen Markt positioniert. Das erste Geschäftsjahr 2023 sei erfolgreich gewesen, deutete Krebber an. Steht in Zukunft an der Spitze von RWE Clean Energy: Andrew Flanagan Quelle: RWE Dem Executive Management Team um Andrew Flanagan gehören wie bisher Ingmar Ritzenhofen (CFO) und Akshaya Bhargava (COO / Chief Operating Officer) an. Vor wenigen Tagen hatte RWE einen Wechsel an der Spitze der RWE Generation SE bekanntgegeben. Danach hat sich Vorstandsvorsitzender Roger Miesen (59) entschieden, seine Karriere bei RWE Ende März zu beenden und sich ins Privatleben zurückzuziehen. Neuer CEO der RWE Generation soll Nikolaus Valerius (53) werden (wir berichteten).

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ELEKTROFAHRZEUGE. Um die Kunden an der Ladesäule kämpfen nicht mehr nur Energieanbieter.  Fahrzeughersteller, Ladesäulenbetreiber und Einzelhändler stoßen dazu, zeigt eine Ladeservice-Studie von Uscale. Das Stuttgarter Marktforschungsunternehmen Uscale hat im August vergangenen Jahres insgesamt 2.758 Elektromobilisten aus Deutschland, Österreich und der Schweiz nach ihren Nutzungsgewohnheiten zum Stromladen befragt. Die Marktforscher führen diese Erhebung seit fünf Jahren einmal jährlich durch, um Trends beim Markthochlauf der Elektromobilität zu beleuchten. Im Mittel beziehen die Elektromobilisten den Ladestrom für ihr Fahrzeug im (halb)öffentlichen Raum. Zum Hintergrund: Anders als beim Tanken können sie unabhängig vom Betreiber der Ladesäule frei wählen, von welchem Anbieter sie den Strom an der Ladesäule kaufen. Trotz des aktuell laufenden Ausbaus der Ladeinfrastruktur vertraut laut Uscale kaum ein E-Auto-Fahrer darauf, mit nur einem Ladeanbieter sicher unterwegs laden zu können. Im Durchschnitt nutzen Elektromobilisten 3,2 Ladestrom-Anbieter. Das ist weniger als noch 2022 (3,9 Anbieter). Ein wesentliches Fazit, das die Autoren aus ihrer Studie ziehen: Ladestrom für Elektrofahrzeuge zu verkaufen ist kein Privileg allein mehr von Energieanbietern. Auch Automobilhersteller, Ladesäulenbetreiber, Mineralölkonzerne und andere drängen in diesen schnell wachsenden Markt. „Das Rennen im Lademarkt ist noch lange nicht ausgemacht“, schlussfolgert Axel Sprenger aus den Ergebnissen der Befragung. Der Gründer und Geschäftsführer von Uscale ergänzt: „Neben den Energieanbietern und Fahrzeugherstellern dürften Mineralölfirmen und Einzelhändler wegen ihrer Standortvorteile noch stärker als bislang in den Markt drängen.“ Ladestrom-Wettbewerb zieht an Mit Verweis auf Branchenexperten beziffert Uscale die Zahl der Ladeservice-Anbieter aktuell auf über 1.000. Entsprechend lebhaft sei der Wettbewerb um Kunden und die Kundenbindung für (halb)öffentlichen Ladestrom. Das Marktvolumen für PKW-Ladestrom im öffentlichen Bereich in Deutschland schätzen die Marktbeobachter auf rund 20 Milliarden Euro pro Jahr. Sie gehen davon aus, dass sich mit dem Ausbau der Ladeinfrastruktur und dem Markteintritt weiterer Anbieter der Wettbewerb um die Ladekunden verschärfen wird. Für die Anbieter gelte es in dem noch jungen Markt die „richtige Kombination aus Abdeckung, Komfort und Preis“ zu finden, heißt es aus Stuttgart. Unter den öffentlichen Ladestromanbietern zeigt die Studie zwei klare Sieger: EnBW mobility+ und sein Partnerangebot ADAC eCharge sind trotz eines Rückgangs ihres Marktanteils auf 33 Prozent immer noch meistgenutzter Anbieter im deutschsprachigen Raum. Die Fahrzeughersteller konnten ihren Marktanteil im Vergleich zum Vorjahr deutlich steigern und kommen nun zusammen auf einen Marktanteil von 32 Prozent. Die restlichen 35 Prozent des Marktes teilen sich die übrigen Anbieter. Dazu zählen Energieversorger, Lade-Roaming-Anbieter, Ladesäulenbetreiber, Einzelhändler und Mineralölgesellschaften. Die Verteilung der Ladeservice-Anbieter auf dem Markt in der DACH-Region im Vergleich zu 2022 (zum Vergrößern bitte auf das PDF klicken) Quelle: Uscale GmbH Relativ geringe Wechselbereitschaft Ein weiteres Ergebnis der jährlichen Befragung: Die Kunden erweisen sich, was die Wahl ihres präferierten Ladestrom-Anbieters angeht, als sehr treu. Trotz der deutlich gestiegenen Strompreise war die Wechselbereitschaft der Nutzer vergleichsweise gering: Nur 21 Prozent wechselten ihren Anbieter. Wurde gewechselt, so waren die Preissteigerungen insbesondere in den DC-Ladetarifen zu 70 Prozent der genannte Hauptgrund. Bei der Wahl des bevorzugten eSMP (e-Mobility-Service-Provider)-Angebots zählten im zurückliegenden Jahr zu den wichtigsten Kriterien die Netzabdeckung im Inland, die Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit des Ladeangebots sowie der günstigste DC-Schnellladetarif. Geht es um die Autorisierung und das Bezahlen an der Ladesäule, dominiert laut der Befragung die Ladekarte beziehungsweise der Ladechip. Der Anteil der E-Auto-Fahrer, die ihren Ladestrom ad-hoc − sprich, ohne Vertragsbindung laden − liegt bislang bei nur 2 Prozent. Als Grund für die geringe Ad-hoc-Nutzung wird zumeist der höhere kWh-Preis genannt, gefolgt von noch mangelnder Verfügbarkeit der Bezahlmethode und der fehlenden Transparenz zu Preisen und Ladehistorie. Beim Ad-hoc-Zahlen mit dem Smartphone kommen noch Probleme mit der unvollständigen Netzabdeckung in Deutschland sowie technische Probleme dazu. Erstaunlich: Bedenken im Hinblick auf den Datenschutz spielen keine nennenswerte Rolle. Die Ergebnisse seiner „eMobility Ladeservice-Anbieter-Studie 2023“ hat Uscale auf seiner Internetseite in einer 15-seitigen Präsentation zusammengefasst.

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Der Ausbau der erneuerbaren Energien hat sich im vergangenen Jahr weiter beschleunigt aber nicht genug, um die global anvisierten Ziele sicher zu erreichen. Nach dem jüngsten Bericht der Internationalen Energieagentur (IEA) in Paris stiegen die Kapazitäten zur Nutzung erneuerbarer Energien 2023 um 14 Prozent auf rund 4 200.000 MW. Von der Gesamtkapazität entfielen 90 Prozent auf die zwanzig größten Industrie- und Schwellenländer, die G20. Es war das schnellste bisher verzeichnete Wachstum. Drei Viertel des Zuwachses entfielen auf Photovoltaik-Anlagen. Das gegenwärtige Wachstumstempo würde nach den Schätzungen der IEA allerdings nicht reichen, um die Kapazitäten bis 2030 im Vergleich zu 2022 zu verdreifachen. Die IEA erwartet, dass von 2023 bis 2028 erneuerbare Anlagen mit einer Kapazität von 3,7 Millionen MW ans Netz gehen, 95 Prozent davon zur Nutzung von Wind- und Sonnenenergie. Die Erneuerbaren profitierten dabei von weiter fallenden Kosten und einer zunehmenden Wettbewerbsfähigkeit. Der globale Mix bei der Stromerzeugung werde sich bis 2028 grundlegend ändern. Bereits in diesem Jahr werde mehr Strom aus Wind- und Sonnenenergie erzeugt als aus Wasserkraft. Im nächsten Jahr lösten die Erneuerbaren Kohle als wichtigsten Energieträger zur Elektrizitätserzeugung ab. 2028 würden mehr als 42 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Quellen erzeugt. 2023 hätten die Kosten der Stromerzeugung in 96 Prozent der Windräder und PV-Anlagen, die neu ans Netz gingen, unter denen von Kohle- und Gaskraftwerken gelegen, heißt es im Bericht der IEA. Diese Entwicklung werde in den nächsten Jahren anhalten. Trotz der wachsenden Bedeutung des schwankenden Angebotes aus Wind und Sonne nehme die Notwendigkeit, flexible und steuerbare Kraftwerke bereitzuhalten, in den großen Wirtschaftsräumen (EU, USA, China) nur langsam zu. China beim Zubau an der Spitze An der Spitze der Entwicklung sieht die IEA China. Dort sollen bis 2028 fast 60 Prozent des Zubaus zur Nutzung der erneuerbaren Energien erfolgen: „Obwohl die nationalen Subventionen 2020 und 2021 zurückgefahren wurden, hat sich der Ausbau von Wind- und Solaranlagen beschleunigt“, heißt es im Bericht der IEA. Neben Fortschritten, die die wirtschaftliche Attraktivität dieser Technologien verbessert hätten, spielten dabei auch die günstigen Rahmenbedingungen in der Volksrepublik eine Rolle, namentlich langfristige Verträge zur Abnahme des Stroms. Auch in den USA, der EU, Indien und Brasilien erwartet die IEA ein kräftiges Wachstum der Erneuerbaren. Das günstige politische Umfeld spiele dabei eine wichtige Rolle. Windenergie an Land und die Photovoltaik profitierten außerdem von einer höheren Wirtschaftlichkeit. In der EU und in Brasilien suchten vor allem die privaten Verbraucher mit eigenen PV-Anlagen Schutz vor steigenden Energiepreisen. In den USA kämen die Subventionen aus dem Inflation Reduction Act (IRA) vor allem gewerblichen Angeboten zugute. Preis für PV-Module um fast 50 Prozent gesunken Wichtigste Ursache für die dynamische Entwicklung der Stromerzeugung aus Wind und Sonne sind nach Ansicht der IEA die sinkenden Kosten, insbesondere für Solarstrom. Die Preise für PV-Module seien im vergangenen Jahr um fast 50 Prozent gesunken. Ob dieser Trend anhält, ist allerdings fraglich. Die Produktionskapazitäten hätten sich im Vergleich zu 2021 zwar verdreifacht und, berücksichtige man die im Bau befindlichen Fabriken für PV-Module, könnten schon im nächsten Jahr neue Module mit einer Leistung von 1,1 Millionen MW auf den Markt kommen, das Dreifache der erwarteten Nachfrage. Führender Anbieter bleibe China mit etwa 90 Prozent der verfügbaren Kapazität. In dem Bestreben von der Volksrepublik unabhängig zu werden, versuchten wichtige Akteure wie die USA, die EU und Indien jedoch, die eigene Produktion auszuweiten, was dort zu steigenden Kosten führen könne. Sorgenkind Windkraftanlagen Sorgen macht man sich in Paris um die Hersteller von Windrädern, die in den USA wie in der EU mit negativen Margen kämpfen. Steigende Kosten, Engpässe in der Rohstoffversorgung und steigende Zinsen machten der Branche zu schaffen. Lediglich in China sorge die Binnennachfrage und die vertikale Integration für eine höhere Widerstandsfähigkeit. Außerhalb von China hat die IEA ihre Prognose für den Ausbau der Windkraft nach unten revidiert. 2028 erwartet man in Paris, dass 25 Prozent des Stroms aus Wind und Sonne erzeugt werden, doppelt so viel wie heute. In sieben EU-Staaten werden es voraussichtlich mehr als 50 Prozent und in Dänemark sogar 90 Prozent. Das werde zu einem immer höheren Redispatch führen, weil der Ausbau der Stromnetze damit nicht Schritt halte. 7 Prozent der Erneuerbaren-Projekte, die bis 2028 geplant seien, dienten der Herstellung von grünem Wasserstoff (45.000 MW. Drei Viertel davon würden voraussichtlich in den USA, China und Saudi-Arabien realisiert. Auch hier habe man die Prognosen nach unten revidiert. Die Investitionsentscheidungen für viele Projekte (außer in China) hätten sich verzögert, weil die Entwicklung eines internationalen Wasserstoffmarktes mit großen Unsicherheiten behaftet sei.

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