Entwicklung der Fernwärmepreise in Deutschland

on 10. Juni 2024by in Allgemein

Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich. Quelle: Statista Ausgehend vom Basisjahr 2020 (Index = 100) beschreibt der Verbraucherpreisindex die relative Entwicklung der Verbraucherpreise für Fernwärme in Deutschland nach Angaben des Statistischen Bundesamts. Der Verbraucherpreisindex für Fernwärme lag im April 2024 bei 177,7 Punkten, demnach lagen die Verbraucherpreise für Fernwärme in diesem Monat rund 77,7 Prozent höher als zum Jahr 2020. Der Einbruch des Index im Dezember 2022 ist auf die Kostenübernahme des Bundes auf den Dezember-Abschlag für Gas und Wärme zurückzuführen.

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Stromanteil aus erneuerbaren Quellen steigt auf fast 60 Prozent

on 10. Juni 2024by in Allgemein

Der Anteil der erneuerbaren Energien am Strommix erhöht sich ständig. Das Statistische Bundesamt meldet neue offizielle Zahlen.  Im ersten Quartal 2024 erhöhte sich die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien in Deutschland auf einen Anteil von 58,4 Prozent. Dies ist der höchste Anteil an Strom aus erneuerbaren Energien für ein erstes Quartal seit Beginn der Erhebung im Jahr 2018, wie das Statistische Bundesamt (Destatis) mitteilte. Im Vorjahresquartal hatte der Anteil 48,5 Prozent betragen. Im ersten Quartal dieses Jahres wurden 121,5 Milliarden kWh Strom produziert und in das Stromnetz eingespeist. Das waren 7,5 Prozent weniger Strom als im Vorjahresquartal. Trotz des allgemeinen Rückgangs der Stromerzeugung stieg die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien um 11,6 Prozent. Demgegenüber ging die Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern um 25,4 Prozent auf einen Anteil von 41,6 Prozent an der inländischen Stromproduktion zurück. Den größten absoluten Anstieg bei der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien verzeichnete die Windkraft mit einem Plus von 5,0 Milliarden kWh (plus 12 Prozent). Im ersten Quartal 2024 stammten 46,8 Milliarden kWh und damit 38,5 Prozent des gesamten inländisch produzierten Stroms aus Windkraft. Damit war die Windkraft wie bereits im ersten Quartal 2023 (31,8 Prozent) die wichtigste Energiequelle. Am zweitgrößten war der absolute Anstieg mit 1,4 Milliarden Kilowattstunden bei der Stromerzeugung aus Photovoltaik (plus 21 Prozent). Insgesamt wurden 8,1 Milliarden kWh Strom aus Photovoltaik erzeugt, das waren 6,6 Prozent der Stromproduktion. Der starke Rückgang der Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern lässt sich vor allem auf die deutliche Abnahme der Stromproduktion aus Kohle zurückführen. Im Vergleich zum ersten Quartal 2023 sank die Stromeinspeisung aus Kohle im ersten Quartal 2024 um 11,0 Milliarden kWh oder 28,2 Prozent. Mit einem Anteil von 23 Prozent an der gesamten Stromproduktion war Kohle im ersten Quartal 2024 aber weiterhin der zweitwichtigste Energieträger. Da am 15. April 2023 die letzten drei Kernkraftwerke abgeschaltet worden waren, gab es im ersten Quartal 2024 keine Stromeinspeisung aus inländisch erzeugter Kernenergie mehr. Im ersten Quartal 2023 waren noch 5,8 Milliarden kWh oder 4,4 Prozent des Stroms aus Kernenergie erzeugt worden.

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Österreich: Technologiekonzern Fronius streicht 350 Arbeitsplätze

on 10. Juni 2024by in Personal

Offenbar übertriebene Erwartungen hinsichtlich der Entwicklung des Photovoltaikmarkts führten zum Aufbau von Kapazitäten, die in der nunmehrigen „Solarkrise“ nicht benötigt werden. Der oberösterreichische Technologiekonzern Fronius mit Sitz in Pettenbach etwa 45 Kilometer südwestlich der Landeshauptstadt Linz baut 350 seiner rund 8.000 Beschäftigten ab. Als Grund nennt er die sogenannte „Solarkrise“: Wie auch andere österreichische Anbieter von Photovoltaikanlagen und entsprechenden Zusatzkomponenten hatte Fronius seine Erzeugungskapazitäten in den Jahren 2022 und 2023 erheblich erweitert. Das Unternehmen wollte damit vom „PV-Boom“ profitieren, der sich um den Krieg in der Ukraine ergeben hatte. Es investierte etwa 420 Millionen Euro in seine Fabriken in den oberösterreichischen Kommunen Sattledt und Krumau und warb rund 2.000 neue Arbeitskräfte an. Wie Fronius-Chefin Elisabeth Engelbrechtsmüller-Strauß nun einräumte, erwiesen sich die Erwartungen auf gute Geschäfte jedoch offenbar als übertrieben: Heuer würden in Österreich etwa 30 bis 40 Prozent weniger PV-Anlagen installiert als 2023. Die Nachfrage seitens Installateuren und Großhändlern sei wegen nach wie vor gut gefüllter Lager schwach. Bedingt sei dies nicht zuletzt durch das mangelnde Interesse der Endkunden infolge der zurückgehenden Strompreise. Ferner bestünden Unklarheiten hinsichtlich der Förderungen für PV-Anlagen. Überdies klagte Engelbrechtsmüller-Strauß über „Dumpingpreise“ chinesischer Hersteller, gegen die die EU nicht entschlossen genug vorgehe. Immerhin soll der angekündigte Personalabbau laut Engelbrechtsmüller-Strauß zumindest bis auf Weiteres ausreichen, um die Personalkosten von Fronius auf ein wettbewerbstaugliches Niveau zu bringen. Das 1945 von ihrem Großvater als Ein-Mann-Betrieb gegründete Unternehmen gilt als österreichischer Vorzeigebetrieb im PV-Sektor. Im Jahr 2023 erwirtschaftete Fronius rund 1,6 Milliarden Euro Umsatz. Davon entfielen rund 960 Millionen Euro auf den Solarsektor, 560 Millionen Euro auf die Schweißtechniksparte sowie 80 Millionen Euro auf das Geschäft mit Batterieladesystemen.

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Personalkarussell im Eon-Konzern

on 10. Juni 2024by in Personal

Die Eon Energy Infrastructure Solutions bekommt einen neuen CEO. Er kommt von Avacon, was eine ganze Reihe von Neubesetzungen auslöst. Marten Bunnemann, seit 2018 Vorstandsvorsitzender und Finanzvorstand der Helmstädter Avacon AG, wird zum 1. September 2024 CEO der Eon Energy Infrastructure Solutions (EIS) bei Eon. Er übernimmt damit die Gesamtverantwortung für das Geschäft mit integrierten, nachhaltigen Energielösungen für Städte und Industrien des Eon-Konzerns in 15 europäischen Ländern, wie es in einer Mitteilung des Unternehmens heißt. Bunneman ist bereits seit 2005 in verschiedenen Positionen für den Eon-Konzern tätig gewesen und seit September 2017 Mitglied des Vorstands der Avacon, die ebenfalls zum Eon-Konzern gehört. Seine Nachfolge als Vorstandsvorsitzender und Finanzvorstand der Avacon tritt Matthias Boxberger an. Er ist seit 2013 als Vorstandsvorsitzender und Ressortvorstand Technik der Eon-Tochter Hansewerk AG tätig. Den Posten des Hansewerk Vorstandsvorsitzenden wiederum übernimmt ebenfalls zum 1. September der bisherige Hansewerk-Finanzvorstand Christian Fenger. Zum Nachfolger von Boxberger als Technikvorstand berief der Aufsichtsrat Benjamin Merkt. Dieser war bislang als Vorstand Netztechnik bei der Schleswig-Holstein Netz AG tätig, die ebenfalls zur Hansewerk-Gruppe gehört.

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Bis zu 35 Milliarden für Erneuerbaren-Zubau in Italien

on 10. Juni 2024by in Finanzen, Technik

Bei dem jetzt von der EU-Kommission genehmigten italienischen Förderprogramm handelt es sich um eine dem deutschen EEG vergleichbare Regelung, mit der der Bau von neuen Anlagen finanziert werden soll, „die auf Grundlage innovativer und noch nicht ausgereifter Technologien betrieben werden“. Dazu zählt die Kommission Erdwärme, Offshore-Windkraft, thermodynamische und schwimmende (Floating PV) Solaranlagen, Gezeiten- und Wellenkraftwerke sowie Erdgas und Biomasse. Die Anlagen sollen die italienische Erzeugungskapazität um 4.590 MW erhöhen. Die Maßnahmen müssen bis Ende 2028 angemeldet werden. Die Finanzierung wird durch eine Abgabe sichergestellt, die von den Endverbrauchern erhoben wird. Die Förderung erfolgt in der Form von sogenannten Differenzverträgen (CfD). Dabei wird der Basispreis („strike price“) pro kWh in einer Rückwärtsauktion ermittelt. Den Zuschlag für die Förderung erhält der Bieter, der den niedrigsten Garantiepreis verlangt. Er muss seinen Strom auf dem Markt verkaufen. Erhält er dort weniger als den Basispreis, gleicht der italienische Staat die Differenz aus. Erhält er mehr als den Basispreis, muss er die Differenz an den Staat abführen. Solche „zweiseitigen CfD“ sind nach dem neuen EU-Strommarktdesign, das in den kommenden Monaten in Kraft tritt, die einzige Form der Förderung für die Erneuerbaren und andere emissionsarme Energien. Die italienische Regierung kann dafür in den nächsten 20 Jahren „bis zu 35,3 Milliarden Euro“ ausgeben. Pro Jahr sind das im Durchschnitt 1,76 Milliarden Euro. Dabei ist ungeklärt, ob eventuelle Rückzahlungen von der verausgabten Summe wieder abgezogen werden und erneut für eine Förderung zur Verfügung stehen. Das Förderprogramm trage dazu bei, dass Italien seine Ziele im Rahmen der europäischen Klimapolitik erreiche, ohne dass der Wettbewerb über Gebühr beeinträchtigt werde, sagte Wettbewerbskommissarin Margrethe Vestager zur Begründung. Die Regelung gewährleiste langfristige Preisstabilität für die Erzeuger erneuerbarer Energien und verhindere eine Überkompensation. Sie trage zur Entwicklung „innovativer und noch nicht ausgereifter Technologien“ und zur Umsetzung strategischer Ziele der EU bei. Das Programm sei insofern „erforderlich, geeignet und angemessen“, um die notwendigen Investitionen zu mobilisieren. Ohne den Anreizeffekt würden diese Investitionen nicht im erforderlichen Umfang getätigt. Die positiven Auswirkungen der Förderung überwögen deswegen etwaige Wettbewerbsverzerrungen. MBI/tow/6.6.2024

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Bundesnetzagentur regelt Redispatch-Kosten [221814]

on 10. Juni 2024by in Allgemein

Die Bundesnetzagentur hat eine Festlegung zum finanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen erlassen. Die Beschlusskammer 8 der Bonner Behörde in Bonn hat sich mit Kosten und Erlösen aus dem finanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen beschäftigt. Weiterhin wurde eine Entscheidung über die Kosten und Erlöse aus den Maßnahmen zur Bewirtschaftung von Engpässen in den deutschen Regelzonen und auf den grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen getroffen. Hintergrund für die Regelung ist unter anderem im Paragraf 13a Absatz 2 Satz 1 im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Dieser besagt, dass vorgenommene Anpassung zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der Anlage zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie angemessen finanziell auszugleichen ist. Gegenüber den regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreibern sei nun eine wirksame Verfahrensregulierung der Kosten und Erlöse erlassen worden, heißt es vonseiten der Behörde. Die Beschlusskammer 8 hat eine entsprechende öffentliche Bekanntmachung am 5. Juni ins Netz gestellt. Der Beschluss lässt sich dort nachlesen und herunterladen   . Wie die Behörde weiter mitteilt, ist die Höhe des finanziellen Ausgleichs von Redispatch-Maßnahmen Gegenstand einer gesonderten Entscheidung. Sie ist ebenfalls auf der Internetseite der Netzagentur beziehungsweise bei der Beschlusskammer 8 zu finden   .

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Onshore-Projektierer PNE zieht sich aus USA zurück

on 10. Juni 2024by in Allgemein, Technik

Die Cuxhavener PNE AG hat ihr US-Geschäft verkauft. Der Erlös, über dessen Höhe Stillschweigen vereinbart wurde, soll das Wachstum als unabhängiger Stromversorger finanzieren. Das börsennotierte Grünenergie-Unternehmen PNE AG aus Cuxhaven hat nach eigenen Angaben vom 6. Juni sein US-Geschäft an den US-amerikanischen Investor Lotus Infrastructure Partners verkauft. Der Mitteilung zufolge umfasst dies sowohl die Gesellschaft PNE USA, Inc. mit Sitz in Chicago als auch die Projektpipeline und die Beschäftigten. Diese besteht derzeit aus 18 Windenergie-, Photovoltaik und Energiespeicher-Projekten mit einer Gesamtleistung von mehr als 3.000 MW in verschiedenen Entwicklungsphasen. Über den Kaufpreis, auf den Lotus Infrastructure eine Anzahlung geleistet hat, haben die Parteien Stillschweigen vereinbart. Das Gros der weiteren Zahlungen ist erfolgsabhängig, je nach Projektfortschritten. Mit Abschluss der Transaktion ist der Windparkprojektierungs-Pionier PNE, dessen Vorläufer 1995 von Norbert Plambeck gegründet worden war, laut Antwort auf eine Frage der Redaktion nur noch in 14 Ländern in Europa, Afrika und Asien tätig. PNE kündigte an, den Verkaufserlös in die Umsetzung der Unternehmensstrategie „Scale up 2.0“ zu investieren. Diese sieht eine technologische und geografische Verbreiterung der Geschäftstätigkeiten vor, unter anderem einen massiven Ausbau des Eigenportfolios in Europa. „Wir können uns nun auf das weitere Wachstum als Independent Power Producer (IPP) in Europa konzentrieren“, erklärte der scheidende CEO Markus Lesser. US-Großbank ist größter Aktionär PNE ist an der Frankfurter Börse notiert und Mitglied der Börsenindizes S-Dax und Tec-Dax. Größter Aktionär ist mit gut 44 Prozent die US-Investmentbank Morgan Stanley. Auch den Rest der 76,6 Millionen Aktien halten Finanzinvestoren. Ende Mai genehmigten sich die Aktionäre erneut insgesamt 8 Ct Dividende und Sonderdividende pro Aktie, insgesamt 6 Millionen Euro. Der Rest des 2023er-Bilanzgewinns von 273 Millionen Euro wird auf Rechnung vorgetragen, bleibt also im Unternehmen. Nach dem ersten Quartal 2024 bestätigte PNE sein Ziel, in diesem Jahr einen operativen Gewinn von 40 bis 50 Millionen Euro zu erwirtschaften. 2023 waren es knapp 40 Millionen Euro gewesen. Im Folgequartal sank der operative Gewinn vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (Ebitda) leicht auf 8,5 Millionen Euro. Unterm Strich stand im Zeitraum Januar bis März 2024 pro Aktie ein unverwässerter Verlust von 6 Ct (erstes Quartal 2023: minus 8 Ct).

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Behörde legt Gebühren für Wasserstoff-Kernnetz fest

on 10. Juni 2024by in Finanzen

Der Aufbau des deutschen Wasserstoff-Kernnetzes durch private Investoren soll bis 2055 durch Netzentgelte refinanziert werden – so will es eine Festlegung der Großen Beschlusskammer. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat am 6. Juni den regulatorischen Rahmen für den Aufbau eines Wasserstoff-Kernnetzes in Deutschland in der Festlegung „Wanda“ festgelegt: „Netzbetreiber und Investoren haben nun einen zuverlässigen Ordnungsrahmen, der ihnen die Finanzierung des Kernnetzes auf privatwirtschaftlicher Grundlage ermöglicht“, erklärte BnetzA-Präsident Klaus Müller in Bonn: „Zugleich können die Kunden sich darauf verlassen, dass es ein bundesweit einheitliches und bezahlbares Hochlaufentgelt geben wird. Der Ball für den Start der Wasserstoff-Wirtschaft liegt nun bei den Netzbetreibern.“ Die neue Festlegung „Wanda“    macht Vorgaben für die Berechnung eines „marktfähigen Entgeltes“ für den Wasserstoff-Hochlauf. Es wird von 2025 an an allen Ein- und Ausspeisepunkten des Wasserstoff-Kernnetzes (WKN) erhoben und soll bis 2055 „möglichst“ konstant bleiben. Nach einem erfolgreichen Hochlauf und dem Markteintritt von genügend Kunden sollen die Erlöse eine anfängliche Kostenunterdeckung ausgleichen. Die bis dahin entstehende Finanzierungslücke bei den Netzbetreibern wird durch eine staatlich gesicherte Förderung zwischenfinanziert. Die BNetzA überprüft die Höhe des Entgelts alle drei Jahre und passt es bei Bedarf an. Mit dem Wasserstoff-Kernnetz werde in Deutschland eine neue, klimafreundliche Infrastruktur geschaffen, heißt es zur Begründung in einer Mitteilung der Behörde. Sie sei von großer Bedeutung und mit hohen Kosten verbunden. Der Aufbau solle grundsätzlich privatwirtschaftlich erfolgen und vollständig über die Netzentgelte finanziert werden. In den ersten Jahren werde eine geringe Nachfrage nach Wasserstoff erwartet, langfristig gehe die BNetzA jedoch von einer großen Anzahl an Netzkunden aus. Das Netzentgelt werde zunächst nicht kostendeckend sein, um „zu verhindern, dass in den ersten Jahren des Netzaufbaus sehr hohe Entgelte den Wasserstoff-Hochlauf behindern“. Durch die zeitliche Verschiebung müssen spätere Netzkunden die Aufbaukosten mittragen. Der Fördermechanismus zur Zwischenfinanzierung müsse vom Gesetzgeber eingerichtet werden, so Klaus Müller. Die BNetzA habe die Aufgabe, die Regeln für die Festsetzung des Netzentgelts zu bestimmen. Das Amortisationssystem sei bei der vorausgegangenen Konsultation auf breite Zustimmung im Markt gestoßen. Der intertemporale Ansatz werde von potenziellen Netzbetreibern ebenso mitgetragen wie von den Händler- und Verbraucherverbänden. Premiere für Große Beschlusskammer Es handelt sich um die erste Festlegung der neuen Großen Beschlusskammer Energie, die auf Veranlassung der EU eingerichtet worden ist. Sie übernimmt Zuständigkeiten, die bisher von der Bundesregierung wahrgenommen wurden. Der Antrag der Netzbetreiber auf die Genehmigung des WKN wird Mitte des Jahres in Bonn erwartet. Alle künftigen Betreiber müssten ihre Kostendaten bis 30. Juni 2024 bei der BNetzA einreichen.   

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Leipziger Gruppe mit Rekordergebnis

on 10. Juni 2024by in Finanzen

Mit 344 Millionen Euro wurde ein Rekordergebnis vor Steuern erzielt, so viel wie noch nie und rund 20 Prozent mehr als im Vorjahr. Grund dafür war vor allem das gute Energiegeschäft. Der Konzernumsatz stieg im abgelaufenen Geschäftsjahr von 4.160 Millionen Euro im Vorjahr auf 4.469 Millionen Euro. Das operative Konzernergebnis vor Steuern lag bei 344 Millionen Euro nach 252 Millionen Euro im Jahr 2022. Die Umsatzsteigerung ist vor allem auf ein außergewöhnliches Jahr auf dem Energiemarkt zurückzuführen. „Unsere Stadtwerke Leipzig konnten bei der Energieerzeugung deutlich zulegen − auch dank des neuen Heizkraftwerks Leipzig Süd“, erklärte Burkhard Jung, Oberbürgermeister der Stadt Leipzig und Aufsichtsratsvorsitzender der Leipziger Gruppe, den Erfolg. Auch das Handelsgeschäft entwickelte sich positiv. Zwar gingen die Absatzmengen bei Strom, Erdgas und Fernwärme leicht zurück. Durch höhere Preise konnten aber auch hier Gewinne erzielt werden. Dies gilt insbesondere für den Strommarkt. Im Jahr 2022 schlossen die Stadtwerke aufgrund der drohenden Gas- und Stromknappheit aufgrund der eigenen Erzeugungskapazitäten sehr gut Termingeschäfte für 2023 ab. Diese konnten auch dank eines Gesellschafterdarlehens der Stadt Leipzig gehalten werden und tragen nun wesentlich zum Gewinn bei. Eigener Kraftwerkspark schafft Erlöse „Auch die Biomassekraftwerke haben ihr Ergebnis deutlich verbessert“, sagt Volkmar Müller, kaufmännischer Geschäftsführer der Leipziger Gruppe. 2023 sei auch ein Jahr der Sondereffekte am Ende der Energiekrise. Größere Energieunternehmen, die über die gesamte Wertschöpfungskette von der Erzeugung bis zum Handel verfügten, hätten die Marktsituation durch schnelle und richtige Entscheidungen für sich nutzen können. Doch das war nicht einfach. „Das Jahr 2023 war geprägt von unterbrochenen Lieferketten, steigenden Zinsen sowie Bau- und Energiepreisen. Gerade die Energie- und Mobilitätsbranche war durch viele überregionale Regulierungen gefordert, die lokal umgesetzt werden mussten“, erklärt Karsten Rogall, Sprecher der Geschäftsführung der Leipziger Gruppe. Gleichzeitig wurde die Beteiligung am Leipziger Gasimporteur VNG abgewertet. Die Risiken durch den Wegfall des russischen Erdgases, das das Hauptgeschäftsmodell der VNG war, hätten zu diesem Schritt geführt, so Müller. Dennoch wollen die Stadtwerke ein Motor der Strom- und Wärmewende in Leipzig bleiben. „Unser neues wasserstoffbetriebenes Heizkraftwerk Leipzig Süd ist am Netz und bringt uns wirtschaftliche Vorteile. Unser erstes selbst projektiertes Windrad in Königshain-Wiederau liefert grünen Strom, weitere Windräder sind im Bau. Wir erweitern unsere Photovoltaikflächen sowohl im ländlichen als auch im städtischen Raum. Der Bau der bundesweit beachteten Solarthermie Leipzig West hat begonnen. Und: Die kommunale Wärmeplanung der Stadt Leipzig wird von den Stadtwerken Leipzig aktiv unterstützt“, so Rogall. Wärmewende wie Elektrifizierung Oberbürgermeister Jung verglich diesen Prozess mit der Elektrifizierung vor 100 Jahren. Allein im Wärmebereich müsse die Stadt in den nächsten zehn Jahren sechs Milliarden Euro für den Umbau aufbringen: „Wir müssen öffentliches und privates Kapital zusammenbringen. Auf Bundesebene muss dringend geklärt werden, wie wir die Finanzierung sicherstellen können. Stille Beteiligungen des Bundes wären eine Möglichkeit. Sonst sind die Pariser Ziele nicht annähernd zu erreichen. Für die Endverbraucher bedeutet Untätigkeit mit Sicherheit höhere Kosten“. Noch in diesem Jahr will die Stadt ein Informationspapier zur Wärmeplanung vorlegen. In den Jahren 2025 und 2026 soll trotz finanzieller Unsicherheiten mit der Umsetzung begonnen werden. Ein Mittel dazu ist der Ausbau der Fernwärme. „Wir haben derzeit 5.000 Anfragen für Fernwärmeanschlüsse und kommen kaum hinterher“, sagt Rogall. An den vermeintlich hohen Fernwärmepreisen könne es nicht liegen. Hier sieht er die Stadtwerke Leipzig auf der Transparenzplattform des AGFW als eines der guten Fernwärmesysteme im unteren Drittel. Und: „Wir bauen ein Fernwärmenetz, das viele Kilometer in der Stadt abdeckt. Natürlich ist der Abstand zu Gas gering, aber Gas wird in den nächsten Jahren teurer, weil CO2 zusätzlich verteuert wird. Auch die Regelungen bei den Netzentgelten führen dazu, dass der Gaspreis immer höher wird“.

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Bundesgericht lehnt Eilanträge gegen LNG-Terminal ab

on 10. Juni 2024by in Allgemein

Mit allen Mitteln versuchte das Ostseebad Binz auf Rügen das Flüssigerdgas-Terminal im benachbarten Mukran zu verhindern. Auch ein letzter Versuch vor Gericht brachte keinen Erfolg. Der Aufnahme des Regelbetriebs am Flüssigerdgas-Terminal in Mukran auf Rügen steht rechtlich nichts mehr im Wege. Das Bundesverwaltungsgericht lehnte am 7. Juni Eilanträge gegen die Genehmigung von Errichtung und Betrieb des Terminals ab. Die Anträge seien unzulässig, die von den Antragstellern geltend gemachten Sicherheitsrisiken nicht erkennbar, hieß es in einer Mitteilung des Gerichts. Geklagt hatten die Gemeinde Binz, das Deutsche Jugendherbergswerk als Betreiber der Jugendherberge Prora und zwei private Grundstückseigentümer aus Sassnitz. Von der Gemeinde Binz verlautete, dass man zunächst die ausführliche Urteilsbegründung abwarten wolle. Die Deutsche Regas hatte im März mit dem Probebetrieb im Hafen von Mukran begonnen, auf Bitten des Gerichts aber mit dem Antrag auf Regelbetrieb gewartet, bis über die Eilanträge entschieden ist. Nach Betreiberangaben kamen bislang vier Lieferungen in Mukran an, wo ein „Energos-Power“ das verflüssigte Erdgas aufnimmt, wieder in Gas umwandelt und über eine etwa 50 Kilometer lange Pipeline durch die Ostsee zum Leitungsknotenpunkt in Lubmin bei Greifswald leitet. Künftig soll in Mukran ein zweites sogenanntes Regasifizierungsschiff stationiert werden. Es handelt sich um die „Neptune“, die bisher in Lubmin im Einsatz war. Die angestrebte Gesamtkapazität bezifferte Regas mit 13,5 Milliarden Kubikmeter Gas pro Jahr, was in etwa 15 Prozent des aktuellen deutschen Jahresverbrauchs entspreche. Die Investitionskosten beliefen sich den Angaben zufolge auf rund 200 Millionen Euro.

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BEE: Den Spatz in der Hand füttern

on 10. Juni 2024by in Allgemein, Technik

Nachdem die Verhandlungen mit der EU-Kommission zur Kraftwerksstrategie weiter anhalten, plädiert der Branchenverband BEE dafür, andere flexible Anlagen voranzubringen. Da konkrete Ausschreibungen für Kraftwerke nach Angaben der Bundesnetzagentur wohl in diesem Jahr nicht mehr kommen werde, setzt sich der BEE dafür ein, „bestehenden beziehungsweise schnell ausweitbaren heimischen Kapazitäten der flexibel steuerbaren Anlagen (Erneuerbare, Speicher und Sektorenkopplung) jetzt mit einfachen Gesetzesänderungen voranzubringen“, wie es in einer Verbandsmitteilung heißt. „Der Spatz in der Hand wartet darauf, gefüttert zu werden. Das geht schneller, als auf die Taube auf dem Dach zu warten. Denn im Falle der H2-ready-Gaskraftwerke benötigt die Klärung beihilferechtlicher Fragen mit der EU-Kommission offenbar mehr Zeit“, so BEE-Präsidentin Simone Peter. Um die Lücke schließen, die nach der Halbierung der Kraftwerksstrategie auf 10.000 MW Leistung entstanden ist, fordert der BEE die kombinierte Betrachtung von Kapazität und Flexibilität. „Die Kapazitäten, die künftig über die zehn Gigawatt gebraucht werden, müssen bereits heute als dringend benötigte Flexibilitätsoptionen aufgebaut werden“ erklärte Peter. Das aktuelle Strommarktdesign sei den wachsenden Herausforderungen, die mit der Entfesselung von Wind- und Solarenergie und damit ihrer systemsetzenden Rolle im Strommarkt einhergehen, nicht gewachsen. Statt Wind- und Solarstrom abzuregeln, weil der Ausbau der Netze weiter stockt, brauche es flexibel steuerbare Kraftwerke, die den Ausgleich gewährleisten. Hierfür stünden schon heute zigtausend Bioenergie- und Wasserkraftanlagen zur Verfügung. „Auch Speicher und Sektorenkopplungsanlagen kommen schnell hinzu, wenn entsprechende Anreize gesetzt werden. Ihre dezentrale Verfügbarkeit sei gleichzeitig ein Garant für Systemdienlichkeit, wie sie in den Eckpunkten der Kraftwerksstrategie gefordert wird. „Zudem sind heimische Wertschöpfung, Resilienz und Bezahlbarkeit mit diesem Erneuerbaren-Anlagenpark verbunden“, so Peter. Damit werde die weitere Dekarbonisierung und die Stromversorgungssicherheit gleichzeitig gewährleistet und Kosten gegenüber zusätzlichen H2-ready-Gaskraftwerken gespart. Der BEE hatte im April ein Thesenpapier vorgelegt, in dem er empfiehlt, die Flexibilitätsoptionen im Energiesystem ganzheitlich zu prüfen und bereits vorhandene erneuerbare Potenziale zu nutzen. Allein der bestehende Biogasanlagenpark kann nach den Erkenntnissen des Verbandes bei Umrüstung auf eine flexible Fahrweise zwischen 18.000 bis 27.000 MW gesicherte flexible Leistung bereitstellen. Eine Weiterentwicklung der Vergütungsstruktur im EEG, etwa der Flexibilitätsprämie, wäre hierfür notwendig. Im Bereich der Speicher wird die Absenkung der Stromnebenkosten von Stromspeichern als wirksame Maßnahme gesehen. Kleine, netzdienliche Elektrolyseure könnten zudem erheblich zur Netzstabilität und zur Senkung von Netzkosten beitragen. Das gelte auch für stetig verfügbare, planbare und flexibel steuerbare Wasserkraft. „Der erneuerbare Energiemix ist hier und heute nutzbar. Gesetzliche Anpassungen können zügig für weitere Kapazität und neue Flexibilität sorgen,” betonte Peter.

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Offshore-Zubau: Beschleunigung in mehrerlei Hinsicht

on 10. Juni 2024by in Technik, Vertrieb

Das BSH geht über die gesetzlichen Offshore-Ausbauziele hinaus: Es will bis 2037 etwa 60.000 MW ausweisen. Dabei betritt die maritime Bundesbehörde BSH auch rechtlich mehrfach Neuland. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) hat in der planungsrechtlichen Absicherung des nationalen Offshore-Windkraftausbaus die gesetzlichen Ziele vorgezogen: Die zentrale maritime Behörde des Bundes veröffentlichte am 7. Juni den „Entwurf“ des Flächenentwicklungsplans (FEP) für die Ausschließliche Wirtschaftszone innerhalb der deutschen See. Demnach reicht der Planungshorizont nun bis 2037 statt 2030, und für das Zieljahr werden Flächen, Inbetriebnahme-Jahre, Ausschreibungsjahre und Netzanschlüsse für insgesamt etwa 60.000 MW ausgewiesen. Derzeit sind 8.460 MW Windenergie-Leistung offshore in Betrieb. Das gesetzliche Ziel für 2035 lautet 40.000 MW. Die neue Flächenfestlegung des BSH für jenes Jahr beläuft sich demgegenüber auf 50.000 MW. Der „Entwurf“ ersetzt den „Vorentwurf“ des FEP, den das BSH im September 2023 veröffentlicht hatte (wir berichteten). Er wird jetzt bis Juli / August öffentlich konsultiert, sodass ihn das BSH nach Abarbeitung aller Einwendungen am Jahresende in Kraft setzt. Bisher gilt der FEP von Januar 2023 (wir berichteten). Berufung auf ein unfertiges Gesetz Das BSH betritt mit der neuen Fortschreibung des FEP in mehrerlei Hinsicht rechtliches Neuland: So sind 36.000 MW der 60.000 MW sowie Netzinfrastruktur-Gebiete für 2037 erstmals sogenannte Beschleunigungsflächen. Das bedeutet, dass deren Genehmigung erleichtert wird. Die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) findet dort nicht mehr pro Baugenehmigung im Auftrag des Projektierers statt, sondern bereits zuvor durchs BSH in der raumordnerischen Planung für alle Beschleunigungsflächen auf einmal (Strategische Umweltprüfung, SUP). Der Bundesverband Windenergie Offshore, der im Wesentlichen die Betreiber versammelt, fordert die Beibehaltung des alten Systems, wenigstens als Kann-Bestimmung (wir berichteten). Dabei geht es vor allem um den Arten- und Gebietsschutz. Das BSH wählte für das beschleunigte Verfahren nach eigenem Bekunden Flächen aus, von denen „voraussichtlich keine erheblichen Umweltauswirkungen zu erwarten sind“. Die EU-rechtliche Grundlage für die Beschleunigungsflächen ist die Erneuerbaren-Richtlinie RED III (2018/2001). Das nationale Umsetzungsgesetz hierzu steckt aber, was den Offshorewind-Ausbau angeht, noch im parlamentarischen Verfahren. Das Kabinett hatte es im März eingebracht. Die Festlegungen stehen daher auch unter parlamentarischem Vorbehalt. Zudem schafft der FEP-Entwurf − nächstes Neuland − erste Grundlagen, um zu einem vermaschten Offshore-Stromnetz mit den Nachbarländern zu gelangen. Zu diesem Zweck legt er die Baumaßnahmen für eine Vernetzung der Konverterplattformen, die bereits im Netzentwicklungsplan genehmigt sind, fest und weist grenzüberschreitende Kabeltrassen in die Nachbarländer aus. Potenzialflächen aus einer Schifffahrtsroute Für das gesetzliche Klimaneutralitätsjahr Deutschlands, 2045, zu dessen Erreichung dann 70.000 MW in den eigenen Meeren installiert sein sollen, hat das BSH weitere „Potenzialflächen“ festgelegt. Dafür wurde vor allem die Schifffahrtsroute SN10 verkleinert, die direkt zwischen der dänischen und holländischen See verläuft. Zum Sinn des Entwurfs erklärte Wirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne), die Offshore-Windenergie sei „auch langfristig eine Säule bei der Transformation des Energiesystems“. Der FEP schaffe „Planungs- und Investitionssicherheit“ und leiste einen Beitrag zum Aufbau nachhaltiger Lieferketten. Das BSH ist dem von Volker Wissing (FDP) geführten Verkehrsministerium zugeordnet.

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Effizienz-Booster für energiewirtschaftliche Kernprozesse

on 10. Juni 2024by in Personal, Vertrieb

Der Fachkräftemangel ist derzeit eine der zentralen Herausforderungen für die Energiewirtschaft. Gleichzeitig steigen die Anforderungen der Kunden an ein hochwertiges Kundenerlebnis: Verfügbarkeit und Responsivität digitaler Services werden zum Differenzierungsfaktor in einem stark Commodity-geprägten Marktumfeld. Um sich für zukünftige Lastspitzen zu wappnen und gleichzeitig die Zukunftsfähigkeit der eigenen Prozesslandschaft auszubauen, gehört die Automatisierung von Prozessen zu den wichtigsten Aufgaben von Energieunternehmen.   RPA als Schlüssel für eine kostengünstige Automatisierung Hier setzt die Robotic Process Automation (RPA) an. Dabei handelt es sich um eine Form der robotergestützten Prozessautomatisierung, die es ermöglicht, hochvolumige und stark repetitive Aufgaben automatisiert auszuführen. Im Gegensatz zu Business Process Automation (BPA) oder anderen Formen der Automatisierung, die Prozesse neu aufsetzen, werden bei RPA Softwareprogramme oder Bots programmiert, die die menschliche Interaktion mit der Software imitieren. Dadurch können Prozesse sehr schnell und kostengünstig automatisiert abgebildet werden, ohne aktiv in die bestehende Systemlandschaft einzugreifen. Dabei wird zwischen „Attended“ und „Unattended“ Bots unterschieden: Attended ist der Prozess, wenn der Anwender den Bot direkt auf seinem Arbeitsplatz startet und die Verarbeitung für ihn sichtbar ist, im unattended Modus läuft der Bot im Hintergrund, ggf. auf einer eigenen virtuellen Workstation. Attended Bots werden vom Benutzer manuell gestartet, während unattended Bots zu festgelegten Zeiten starten oder durch Ereignisse wie API-Aufrufe ausgelöst werden.   Potenziale von RPA Durch diese Simulation einzelner Prozessschritte ermöglicht RPA die Automatisierung von Routineaufgaben und entlastet damit die Mitarbeiter, die sich dann komplexeren Tätigkeiten, wie z.B. dem persönlichen Kundenkontakt, widmen können. Gleichzeitig können die Durchlaufzeiten von Standardprozessen effektiv verkürzt und die Fehlerquote im Vergleich zur manuellen Bearbeitung reduziert werden, was letztlich zu Kosteneinsparungen führt. Die Kundinnen und Kunden profitieren wiederum von einer permanenten Verfügbarkeit der Services unabhängig von Geschäfts- und Servicezeiten sowie von kürzeren Bearbeitungszeiten ihrer Anfragen. Der größte Vorteil von RPA im Vergleich zu anderen Formen der Prozessautomatisierung liegt in der vereinfachten Implementierbarkeit der Lösungen. So erfordern die meisten kommerziellen Lösungen am Markt weder Programmierkenntnisse noch tiefgreifende Änderungen an der bestehenden Systemlandschaft. Die zu automatisierenden Prozesse können einfach aufgenommen und nach Bedarf konfiguriert werden. Dabei steht dem Anwender eine große Auswahl an vordefinierten Funktionen zur Verfügung, die per Drag & Drop miteinander verknüpft werden. Dies reduziert die Einführungszeit und -kosten erheblich. Demgegenüber stehen höhere Prozessdurchlaufzeiten als bei klassischen Automatisierungslösungen und eine Wartungsanfälligkeit bei sich ändernden Benutzeroberflächen. Anwendungsfelder für RPA in energiewirtschaftlichen Kernprozessen Aufgrund der beschriebenen Eigenschaften eignet sich RPA vor allem dort, wo manuelle, standardisierte Prozesse mit hoher Frequenz durchgeführt werden. Diese Potenziale wurden in Zusammenarbeit mit dem Bundesverband der Energiemarktdienstleister (BEMD e.V.) im Hinblick auf die Kernprozesse in der Energiewirtschaft untersucht. Denn gerade in der Energiewirtschaft sind viele Abläufe strukturiert, regelbasiert und vor allem zeitintensiv. Hier können Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter von EVU, Messstellenbetreibern oder Verteilnetzbetreibern wirksam entlastet und für Tätigkeiten mit individuell höherer Komplexität eingesetzt werden. Im Folgenden werden drei ausgewählte Beispiele für energiewirtschaftliche Kernprozesse vorgestellt, die mit Hilfe von RAP automatisiert werden können: Use Case 1: Plausibilisierung von Zählerständen Nachdem Kunden oder Dienstleister die Zählerstände eingegeben haben, werden diese im Abrechnungssystem des Energieversorgers auf Plausibilität geprüft. Bei Unstimmigkeiten erfolgt eine manuelle Prüfung. Dieser Arbeitsschritt kann durch eine definierte Logik automatisiert werden. Ein Beispiel für einen solchen Klärungsfall ist der “Nullverbrauch”. Hier kann der Roboter automatisiert nachfragen, ob es sich um einen Leerstand handelt oder ob der Zählerstand vom EVU oder einem anderen Dienstleister erfasst wurde. Use Case 2: Lieferantenclearing Im klassischen Lieferantenclearing können teilautomatisierte Prozesse im Zusammenspiel zwischen RPA, Kunde und Sachbearbeiter die Durchlaufzeiten effektiv verkürzen. Dabei wird der Interessent nach Prüfung der Eingangsliste durch den Sachbearbeiter automatisiert kontaktiert. Nach Rücksendung der Daten durch den Kunden legt der Roboter die Vorgänge im System an und archiviert die Dokumente. RPA prüft die Wiedervorlage und der Sachbearbeiter gibt den Kunden über ein abschließendes Quality Gate frei.  Auf diese Weise sinkt die durchschnittliche Bearbeitungszeit von 12 auf 4 Minuten, was einer Aufwandsersparnis von 66 Prozent entspricht. Use Case 3: Tarifwechsel Die RPA-unterstützte Bearbeitung von Tarifänderungen zeigt, wie verschiedene Automatisierungstechnologien kombiniert werden können. So können die vom Kunden per Post zurückgesendeten Vertragsunterlagen mittels OCR-Technologie ausgelesen und dem Roboter in strukturierter Form zur vollautomatischen Verarbeitung zur Verfügung gestellt werden. Der Automatisierungsgrad liegt hier bei 85-90 Prozent bei einer Fehlerquote von null Prozent.   Schrittweise Implementierung Um die beschriebenen Effizienzpotenziale durch den Einsatz von RPA in den eigenen Prozessen zu heben, sollten Unternehmen bei der Implementierung einige wesentliche Erfolgsfaktoren berücksichtigen: Geeignete Prozesse auswählen Für den erfolgreichen Einsatz und die Akzeptanz von RPA ist die sorgfältige Auswahl der zu automatisierenden Prozesse von großer Bedeutung. Dabei sollten Unternehmen zum einen bestimmte technische Anforderungen wie Regelbasiertheit und Stabilität des Prozesses, Zugriffsmöglichkeiten auf die beteiligten Systeme oder standardisierte Lesbarkeit des Inputs berücksichtigen. Zum anderen sollten Prozesse ausgewählt werden, die ein hohes Amortisationspotenzial aufweisen. Zielparameter festlegen Klare Zielparameter sind elementar, um den Erfolg der RPA-Implementierung zuverlässig bewerten und gegebenenfalls gegensteuern zu können. Dazu sollten Unternehmen bereits zu Beginn der Implementierungsbemühungen entsprechende KPIs definieren, die bei der Bewertung des Implementierungsfortschritts berücksichtigt werden sollten. Dies reicht beispielsweise von implementierungsbezogenen Erfolgskennzahlen wie Implementierungszeiten oder Fehlerquoten bei automatisierten Prozessen bis hin zu ergebnisorientierten Kennzahlen wie Kapazitätseinsparungen, Durchlaufzeiten oder Mitarbeiterzufriedenheit. Stakeholder einbinden Ein wesentlicher Erfolgsfaktor für die Einführung von RPA ist die rechtzeitige Einbindung der relevanten Stakeholder zum richtigen Zeitpunkt. In der Initialisierungsphase des Projekts spielen sowohl interne Projektsponsoren als auch Prozessexperten und Lead User, die die Prozesse kennen und bewerten können, eine wichtige Rolle. Später müssen interne oder externe Experten identifiziert werden, die die Umsetzung begleiten. Schließlich müssen in der Umsetzungsphase die betroffenen Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter im Rahmen eines Change- und Enablement-Programms frühzeitig eingebunden werden, um möglichen Vorbehalten entgegenzuwirken und die Akzeptanz der Lösung in der Organisation zu erhöhen. Anbieter evaluieren Mittlerweile gibt es auf dem RPA-Markt eine Vielzahl unterschiedlicher kommerzieller Produkt- und Lösungsanbieter. Bei der Auswahl des richtigen Technologiepartners sollten Unternehmen neben dem Kosten- und Lizenzmodell vor allem auf Kriterien wie mögliche Lösungserweiterungen, z.B. in Richtung Process Mining oder KI-Anbindung, sowie die angebotenen SLAs achten. RPA-Pipeline aufbauen Um eine hohe Akzeptanz für die RPA-Implementierung zu gewährleisten und Investitionsrisiken zu vermeiden, empfiehlt sich ein schrittweises Vorgehen, bei dem zunächst wenige, ausgewählte Prozesse..

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