Redaktion EnergieManager – Seite 4 – Der Energiemanager – Magazin & Konzepte für Entscheider aus der Energiewirtschaft

PORTAL | ONLINE-MAGAZIN | KONGRESS & AWARD

Verbraucherzentrale gibt Tipps zum CO2-Preis

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Finanzen

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.

Großbatteriespeicher können viele Milliarden sparen

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Finanzen

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.

Laut Studie sind Energieversorger bei Geothermie zu zögerlich

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Allgemein

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.

Kraken kauft Berliner IT-Schmiede

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Vertrieb

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.

Mobilität: Joint Venture will Wasserstoff-Tankstellennetz aufbauen

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Vertrieb

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.

SMART GRIDS: Perspektivisch ein Niederspannungsleitsystem

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Technik

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.

Uniper betreibt Großkraftwerk mit Pflanzenöl

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Technik

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.“

Christian Kühn (Grüne) wird neuer BASE-Präsident

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Personal

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.

Viessmann erweitert Führungsteam

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Personal

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

Berliner Energieagentur verlängert mit Michael Geißler

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Personal

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.

An der Spitze von RWE Clean Energy gibt es einen Wechsel. Andrew Flanagan löst Mark Noyes ab. Die RWE-Tochter verantwortet das Erneuerbaren-Geschäft in den USA.

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Personal

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).

Kampf um Ladestromkunden verstärkt sich

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Technik

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.

Die Erneuerbaren sind weltweit auf dem Vormarsch

on 31. Januar 2024by Redaktion EnergieManagerin Allgemein, Technik

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.

Habeck stellt Kernnetz für Wasserstoff vor

on 21. November 2023by Redaktion EnergieManagerin Vertrieb

Das Wasserstoff-Kernnetz soll rund 20 Milliarden Euro kosten und knapp 10.000 Kilometer lang sein. Für die Pläne des Bundeswirtschaftsministers gibt es viel Lob. Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) hat zusammen mit dem Vorsitzenden der Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB Gas), Thomas Gößmann, die Pläne für ein künftiges deutsches Wasserstoff-Kernnetz vorgestellt. Das Leitungsnetz soll 9.700 Kilometer lang werden und 19,8 Milliarden Euro kosten. Gebaut werden soll es zum Großteil von den Fernleitungsnetzbetreibern, auch bestehende Erdgasleitung sollen in das künftige Wasserstoff-Kernnetz mit einbezogen werden. Wie Habeck auf einer Karte zeigte, ist das Netz so konzipiert, dass alle Regionen Deutschlands erfasst werden. Angeschlossen werden sollen zunächst Anlagen mit einer Wasserstoffleistung von 100 MW aufwärts. Abnehmer sind dabei Industrieunternehmen, aber auch Betreiber von Gaskraftwerken, weiterhin habe man auch Forschungsprojekte aus den sogenannten Reallaboren und mögliche Importpipelines an den Grenzübergängen mitberücksichtigt. Vor allem letzteres sei wichtig. Wie Habeck sagte, könne Deutschland rund 30 bis 50 Prozent seines Wasserstoffbedarfes selbst decken. Die weiteren Mengen müssten aus dem Ausland importiert werden. Das sei bei der Gestaltung des Netzes berücksichtigt werden. Das Wasserstoff-Kernnetz umfasse deshalb auch die großen deutschen Häfen für die Anlandung von Wasserstoff beziehungsweise Ammoniak wie auch aus Frankreich oder Österreich kommende Wasserstoffpipelines. Netz löst Henne-Ei-Problem Das Netz wird nach Angaben Habecks mit einer Ausspeisungskapazität von 270 TWh errichtet. Für das Jahr 2030 rechne man derzeit mit einem Bedarf in Deutschland hingegen von 95 bis 130 TWh. Das Netz ist also zwei bis drei Mal zu groß. Habeck: „Das bedeutet, wir planen für die Zukunft.“ Die Leitungen werden sukzessive im Zeitraum von 2025 bis 2032 in Betrieb genommen. Die Prüfung und Genehmigung des Kernnetzes soll der Bundesnetzagentur obliegen. Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck stellt Journalisten das Wasserstoff-Kernnetz vor Quelle: Screenshot E&M Wie Thomas Gößmann vom FNB Gas ergänzte, gehen mit dem Wasserstoff-Kernnetz der Bund und die Fernleitungsnetzbetreiber „in Vorleistung, um das Henne-Ei-Problem zu lösen“. Damit werde die Infrastruktur bereitgestellt, damit der Hochlauf der Wasserstoffindustrie erfolgen könne. „Die Unternehmen brauchen Planungssicherheit, diese wird damit gewährleistet.“ Gößmann dankt der Bundesregierung ausdrücklich für den Einsatz in Sachen Wasserstoff-Kernnetz. Das zeige auch unter anderem das Tempo, mit dem die Regierung zu Werke gehe. „Von der ersten Vorstellung im Kabinett im Mai 2023 bis heute sind nur wenige Tage vergangen. Das beweist das Engagement“, so der FNB-Chef. Auch mit den Planungen zeigen sich die Netzbetreiber zufrieden. Das Netz mit seinen 9.700 Kilometern sei gut dimensioniert. Das meiste davon werde von den Fernleitungsnetzbetreibern gestemmt, aber auch die Verteilnetzbetreiber würden rund 700 Kilometern am Wasserstoffkernnetz zur Verfügung stellen. Gossmann geht davon aus, dass rund 60 Prozent des Wasserstoffkernnetzes aus umgewidmeten Erdgasleitung bestehen werde. Netznutzungsgebühren für alle gleich Um für alle gleiche Bedingungen zu schaffen, werden die Netznutzungsentgelte für alle Nutzer im gesamten Netz gleich hoch sein. Und sie sollen für die Nutzer zudem erschwinglich sein: Es werde ein Amortisationskonto eingerichtet, mit dem die günstigen Gebühren ermöglicht werden und für das der Staat bürgt. Das Konto soll bis zum Jahr 2055 betrieben werden, dann sollten alle aufgelaufenen Kosten abgetragen sein. Die Pläne der Politik und des FNB Gas treffen auf hohe Zustimmung. Der Energieverband DVGW schreibt: „Die Pläne der Bundesregierung zum Kernnetz loben wir ausdrücklich.“ BDEW-Chefin Kerstin Andrea lässt mitteilen: „Es ist gut, dass die Bundesregierung mutig und entschlossen vorangeht und den Bau eines Wasserstoff-Kernnetzes durch die Gasnetzbetreiber unterstützt und ermöglicht.“

Aus für das Reallabor Westküste 100

on 21. November 2023by Redaktion EnergieManagerin Technik

In der Raffinerie Heide wird kein 30-MW-Elektrolyseur, wie er im Reallabor Westküste 100 vorgesehen war, gebaut. Das gab das Konsortium nun bekannt. Vor über drei Jahren hatten sich die drei Unternehmen Raffinerie Heide, Orsted Deutschland und Hynamics Deutschland zum Joint Venture „H2 Westküste GmbH“ zusammengeschlossen. Im Rahmen des Projektes „Reallabor Westküste 100“ verfolgten sie das Ziel, auf dem Gelände des Industriebetriebs in Hemmingstedt (Schleswig-Holstein) einen 30-MW-Elektrolyseur zur Produktion von grünem Wasserstoff zu errichten. Der Strom sollte aus lokaler Windkraft kommen. Nun legte das Konsortium das Vorhaben ad acta. Als Gründe für die negative Investitionsentscheidung gibt das Konsortium die gestiegenen Investitionskosten und die damit einhergehenden großen wirtschaftlichen Risiken an. Nähere Zahlen will es auf Nachfrage nicht nennen. Bekannt ist: Das Bundeswirtschaftsministerium förderte das Projekt seit 2020 mit einer Gesamtsumme von 36 Millionen Euro. Etwa 1 Million Euro davon wurde bereits ausgegeben, so eine Sprecherin des Konsortiums gegenüber dem Norddeutschen Rundfunk (NDR) Mitte November. Zu dieser Entscheidung lässt sich Roland Kühl, Geschäftsführer der Raffinerie Heide, in einer gemeinsamen Mitteilung der Unternehmen wie folgt zitieren: „Die Bundesregierung hat die Reallabore in Deutschland damit beauftragt, die Machbarkeit der Produktion von grünem Wasserstoff zu untersuchen und Chancen, Hürden und Risiken auszuloten. Genau das haben die drei Partner seit Beginn des Projekts getan“. Von einer „vernünftigen Entscheidung“ spricht Jörg Kubitzka − „ein Projekt lebt von der Wirtschaftlichkeit und die war hier leider nicht gegeben.“ Der Geschäftsführer von Orsted in Deutschland betont: „Für Orsted steht außer Zweifel, dass Wasserstoff ein wichtiger Eckpfeiler in der Dekarbonisierung der deutschen Industrie spielen wird. Dafür müssen aber die Kosten stimmen und ein Markt geschaffen werden.“ Kühle ergänzt: „Der Aufbau einer grünen Wasserstoffwirtschaft an der Westküste Schleswig-Holsteins spielt nach wie vor eine wichtige Rolle.“ Auch nach der jetzt getroffenen Entscheidung werde man weiter mit Hochdruck an der Dekarbonisierung der Raffinerie Heide arbeiten. Gewonnene Erfahrungen nicht umsonst Ziel des Westküste-100-Projektes war es, die regulatorischen, wirtschaftlichen und technologischen Voraussetzungen für den Bau und die Inbetriebnahme eines Elektrolyseurs zu prüfen und nötige Weiterentwicklungen zu identifizieren. Die seit Projektstart geleistete Arbeit und die damit gewonnenen Erkenntnisse sind, so betont es das Joint Venture, unabhängig von der nun getroffenen Investitionsentscheidung. „Westküste 100 hat es ermöglicht, wertvolle Fähigkeiten und Kompetenzen zu entwickeln. Wir werden uns weiter für die Dekarbonisierung einsetzen und nutzen das erarbeitete Wissen bereits für zukünftige Projekte“, erklärte Antoine Aslanides, Geschäftsführer der Hynamics Deutschland. Nachdem keine positive Investitionsentscheidung getroffen wurde, werden die Joint-Venture-Partner jetzt in enger Abstimmung mit dem Bundeswirtschaftsministerium und dem Projektträger Jülich die Abwicklung der H2 Westküste GmbH vorbereiten. Das Bundesland Schleswig-Holstein will bis 2040 klimaneutrales Industrieland werden. Hierfür sollen insbesondere die lokale Windkraft und grüner Wasserstoff zum Einsatz kommen. Landesumweltminister Tobias Goldschmidt (Grüne) kommentierte das Aus des 30-MW-Elektrolyse-Projektes gegenüber dem NDR mit den Worten: „Heute ist ein kleinerer Baustein eines Projektes in Heide abgesagt worden“. Der Politiker verwies auf das Projekt „Hyscale 100“, das unabhängig von Westküste 100 weiterlaufe. Bei diesem Projekt geht es um die großtechnische Produktion von Wasserstoff durch einen 100-MW-Elektrolyseur am gleichen Standort. Die Landesregierung stehe voll dahinter, so Goldschmidt. Hyscale 100 ist mehr als dreimal so groß wie Westküste 100 und gelte als Projekt für die ganze Region. Jedoch: Auch Hyscale 100 befindet sich noch in der Planungsphase. Kein grüner Wasserstoff für regionalen Energieversorger Auf den grünen Wasserstoff aus dem Westküste-100-Projekt haben die Stadtwerke Heide gehofft. Ihr Teilprojekt „Grüner Heizen“ ist unmittelbar von dem Aus betroffen. Im Rahmen des Projektes wollten die Stadtwerke den grünen Wasserstoff in das lokale Heizsystem integrieren. Gegenüber dem NDR kritisierte Andreas Hein, Aufsichtsratsvorsitzender der Stadtwerke, das Fehlen geeigneter gesetzlicher Rahmenbedingungen zur Realisierung solcher Projekte. Zudem sei im Rahmen des Vorhabens auch eine Wasserstoffleitung gebaut worden, die nun vermutlich wieder für den Transport von Erdgas genutzt werden solle, wie Hein gegenüber dem NDR weiter ausführte. Eine abschließende Einschätzung des Teilprojektes wollen die Stadtwerke zu diesem Zeitpunkt auf Nachfrage nicht abgeben.

Ferngas Netzgesellschaft unter neuer Leitung

on 21. November 2023by Redaktion EnergieManagerin Personal

Die Ferngas Netzgesellschaft mbH hat seit 1. September eine neue Geschäftsführung. Die Nachfolge für Mathias Trostorff ist geregelt. Antje Dimitrovici ist seit dem 1. September 2023 die neue Geschäftsführerin des Netzbetreibers Ferngas Netzgesellschaft mbH (Ferngas) mit Sitz in Nürnberg. Die Neubesetzung der Geschäftsführung erfolgt „im Rahmen einer geplanten Nachfolgeregelung von Mathias Trostorff“, gibt das Unternehmen in einer Mitteilung bekannt. Trostorff ist altersbedingt aus dem Amt ausgeschieden. Seine Nachfolgerin ist, wie es weiter heißt, seit mehr als 20 Jahren in der Energiebranche tätig. Zuletzt war sie Geschäftsführerin der ENWG Energienetze Weimar GmbH & Co. KG, davor kaufmännische Leiterin der Ferngas und deren Vorgängergesellschaften. Dr. Stefan Seipl, dem Vorsitzenden des Aufsichtsrates der Ferngas, sieht Dimitrovici als „äußerst qualifizierte Führungspersönlichkeit aus dem regulierten Netzgeschäft“, die die Arbeit von Trostorff nahtlos fortsetzen und den Netzbetreiber in eine neue Ära einer klimaneutralen Gaswirtschaft führen werde.

Gute Aussichten für den Winter

on 21. November 2023by Redaktion EnergieManagerin Finanzen

Die EU geht mit wesentlich besseren Aussichten für eine sichere Strom- und Gasversorgung in den bevorstehenden Winter als vor einem Jahr. Die Spitzenverbände der europäischen Übertragungsnetzbetreiber für Strom und Gas, Entso-E und Entso-G, halten die Versorgung mit leitungsgebundener Energie in den kommenden Monaten für weitgehend gesichert. Die Lage auf den Energiemärkten habe sich gegenüber dem Vorjahr weitgehend normalisiert, heißt es in der gemeinsamen Winterprognose der beiden Verbände, die am 16. November in Brüssel vorgestellt wurde. Risiken für die Versorgung sehen sie nur im Fall eines langen und besonders kalten Winters oder anderer, ungünstiger Witterungsverhältnisse. Die EU sei mit sehr gut gefüllten Speichern (96 Prozent) in die Wintersaison gestartet, sagte Kacper Zeromski von Entso-G. Das entspricht 1.091 TWh oder einem Drittel des Verbrauchs im Durchschnitt der vergangenen fünf Jahre. Die zusätzlichen LNG-Terminals, die in den letzten Monaten in Deutschland und Finnland in Betrieb gegangen seien, hätten die Versorgungslage grundlegend verändert. Die EU verfüge damit über ausreichende Infrastrukturkapazitäten, um die Versorgung auch dann zu sichern, wenn die verbleibenden russischen Lieferungen ausblieben. Dabei habe man die strategischen Reserven der Mitgliedsstaaten nicht berücksichtigt, sagte Zeromski. Sie machten knapp 10 Prozent der gesamten Reserven aus. Ihre Verwendung könne nationalen Einschränkungen unterliegen. Auch Gas, das Versorger aus der EU in der Ukraine gespeichert hätten, sei nicht in die Verfügbarkeitsanalyse von Entso-G eingegangen. Grundsätzlich sei die Nutzung ukrainischer Speicher aber eine zusätzliche Option. Die Beschädigung des Interconnectors zwischen Finnland und Estland verhindere zwar die direkte Kooperation der Finnen mit dem Baltikum, stelle aber keine ernste Gefahr für die Versorgungssicherheit dieser Länder dar. Extreme Witterungsverhältnisse könnten allerdings auch in diesem Winter zu vorübergehenden Engpässen führen. Die meisten Probleme würden dann durch den Preisanstieg und den damit verbundenen Rückgang der Nachfrage gelöst. Darüber hinaus empfiehlt Entso-G eine möglichst enge Zusammenarbeit der Mitgliedsstaaten, insbesondere bei der Nutzung der Infrastruktur. Die EU verfüge inzwischen über genügend Kapazität an ihren LNG-Terminals, um die verbleibenden russischen Gaslieferungen zu ersetzen. Das Gas müsse dann jedoch auch von West- nach Osteuropa transportiert werden. Im Prinzip jede erwartbare Stromnachfrage bedienbar Auch die Elektrizitätswirtschaft geht optimistisch in die Wintersaison. Entso-E erwartet, dass sich die Nachfrage nach Strom auf dem durchschnittlichen Niveau der vergangenen Jahre bewegt. Dem stünden höhere Kapazitäten gegenüber, sagte der Analyst des Verbandes, Simon Art. Die meisten französischen Atomkraftwerke, die im letzten Winter wegen Wassermangel oder aufgrund von Wartungsarbeiten nicht zur Verfügung standen, seien ans Netz zurückgekehrt. Die Stauseen vor allem in den skandinavischen Ländern seien wieder gut gefüllt und die Zahl der Windräder und Photovoltaik-Anlagen sei in den letzten zwölf Monaten weiter gestiegen. Damit könne, im Prinzip, jede erwartbare Nachfrage bedient werden. Das sogenannte „kritische Gasvolumen“ sei im Vergleich zum Vorjahr um 10 Prozent zurückgegangen. Damit ist die Menge an Gas gemeint, die über den gesamten Winter benötigt wird, um den Lastenausgleich zu jedem Zeitpunkt sicherzustellen. Allerdings gebe es regionale Versorgungsrisiken, insbesondere an den Rändern der EU sowie in einzelnen Regionen in Frankreich und Belgien. In Zypern und Malta sei die Versorgung vollständig von der lokalen Erzeugung abhängig, weil die Inselstaaten nicht mit dem Übertragungsnetz auf dem Festland verbunden seien. Die Versorgung in Irland hänge stark von der Windenergie ab und seine Gaskraftwerke seien alt und störanfällig. In Polen könnten Engpässen bei der Braunkohleversorgung nicht vollkommen ausgeschlossen werden. Zu Engpässen könne es auch in Finnland kommen, dessen Versorgung zunehmend vom Windaufkommen abhänge. Besonders in windarmen Zeiten sei das Land auf Stromimporte aus den Nachbarländern angewiesen. In Finnland hat in diesem Jahr zwar ein neues Atomkraftwerk den Betrieb aufgenommen, gleichzeitig wurde die Kapazität des Interkonnektors nach Schweden aber um 300 MW gekürzt. Für den deutschen Elektrizitätsmarkt sieht man angesichts üppiger Reserven in Brüssel keine grundsätzlichen Probleme. Allerdings bestehe die Gefahr, dass Kraftwerke, die am Markt teilnähmen, als technische Reserve nicht mehr zur Verfügung stünden. Für das Jahr 2024 erwartet Ensto-E eine Nachfrage von 547 Milliarden kWh in Deutschland. Für Elektrofahrzeuge veranschlagen die Netzexperten 8,3 Milliarden kWh, für Wärmepumpen 4,9 Milliarden kWh und für Datenverarbeitungszentren 9,9 Milliarden kWh. Die im Januar 2024 benötigte Spitzenlast schätzt Ensto-E auf 88.500 MW.

Energiepreisbremsen treffen auf Widerspruch

on 21. November 2023by Redaktion EnergieManagerin Allgemein

Die staatlichen Energiepreisbremsen bleiben bis Ende März 2024 in Kraft. Für die Energieversorger komme die Entscheidung zu spät für eine fristgerechte Umsetzung, so die Verbände. Nach dem russischen Überfall auf die Ukraine wurden Strom-, Erdgas- und Fernwärmekunden in Deutschland in diesem Jahr durch staatliche Preisdeckel vor einer finanziellen Überforderung bewahrt. Am späten Abend des 16. November verlängerte der Bundestag diese Regelung bis zum 31. März 2024. Damit bleibt der Erdgaspreis auf 12 Cent/kWh und der Strompreis auf 40 Cent/kWh sowie der Fernwärmepreis auf 9,5 Cent/kWh begrenzt, allerdings nur für 80 Prozent des Verbrauchs des Haushalts von 2021/2022, um zum Sparen anzuregen. Die Energieversorger müssen sich per Antrag bei der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) Einnahmen wieder zurückholen, die ihnen so entgehen. Das komplizierte Modell war notwendig, weil der Staat keine Datenbank hat, aus der er Haushaltsgrößen und Einkommenssituation ersehen kann, um bedürftige Bürgerinnen und Bürger gezielt zu entlasten. Schon bei der überstürzten Einführung der Preisbremsen im Dezember 2022 benötigten die Energieversorger für die Berechnungen und Briefe an tausende Kunden drei Monate Zeit. So konnten sie erst ab März 2023 umgesetzt werden, rückwirkend ab Januar. Die Lage auf den Energiemärkten hat sich mittlerweile stabilisiert. Die Fortführung der Preisbremsen sei „eine Versicherung gegen unerwartete Risiken“, heißt es in der Verordnung von Wirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne). Nach den Berechnungen von Vergleichsportalen dürfte die Entlastung der Verbraucher nur noch gering ausfallen, im Bereich von einem Prozent. Ursprünglich hatte die Ampelkoalition die Preisbremsen bis 30. April 2024, dem Ende der Heizsaison, verlängern wollen. Doch die EU-Kommission hatte nur eine Verlängerung bis Ende März befürwortet. Energieversorger erneut überfordert Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) und der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) kritisierten scharf, dass ohne Not die Verlängerung der Preisbremsen erst anderthalb Monate vor dem Jahreswechsel beschlossen wurde. „Eine reibungslose und fristgerechte Umsetzung der Preisbremsenverlängerung durch die Energieversorger zum 1. Januar 2024 kann daher nicht garantiert werden“, heißt es in einer gemeinsamen Erklärung. Wegen absehbarer Verzögerungen bei den Abrechnungen bitte man die Strom- und Gaskunden schon jetzt um Verständnis. Verschärfend kommt die unklare Lage zur Mehrwertsteuersenkung auf Erdgas und Fernwärme hinzu. Vom 1. Oktober 2022 bis Ende März 2024 war der Satz auf 7 Prozent statt 19 Prozent gesenkt worden, um Haushalte und produzierendes Gewerbe zu entlasten. Im Oktober 2023 wollte die Bundesregierung die Mehrwertsteuer doch schon zum 31. Dezember 2023 wieder anheben. Aktuell soll die Senkung aber bis Ende Februar 2024 weiter gelten. Auch hier werde alles durch ungleiche Zeiträume unnötig kompliziert, kritisierten die Vertreter der Energieunternehmen. Klagedrohung der CDU/CSU Unterdessen kündigte Unionsfraktionschef Friedrich Merz an, nach dem Karlsruher Haushaltsurteil über die Verwendung der Corona-Mittel für den Klimafonds auch das Sondervermögen für die Energiepreisbremsen auf Verfassungsmäßigkeit überprüfen. Er rechne bis Ende November mit einem ersten Ergebnis eines von ihm in Auftrag gegebenen Rechtsgutachtens. Es könnte also sein, dass auch die Sondermittel für den Wirtschaftsstabilisierungsfonds (WSF) vom Bundesverfassungsgericht abgelehnt würden. Die Union würde bei positivem Rechtsgutachten auch gegen diesen Fonds nach Karlsruhe gehen, kündigte Merz an. Aus dem WSF werden aber die Energiepreisbremsen finanziert. Bis Ende Oktober 2023 wurden für die Preisbremsen bereits 31,2 Milliarden Euro ausgezahlt. Noch keine Freigabe durch die EU „Ärgerlich ist aber, dass mit der Einigung in der Koalition zur Preisbremsenverlängerung und dem zu erwartenden Beschluss noch längst nicht die notwendige Klarheit besteht“, kritisierten BDEW und VKU. Es fehle noch immer die europarechtliche Grundlage. „Entsprechend können die Energieversorger noch immer nicht mit der Umsetzung starten“, so die Verbände. Das alles führe zu hohen Belastungen der Kolleginnen und Kollegen in den Unternehmen und zu Verdruss bei Kundinnen und Kunden. Unterdessen haben etliche Energieversorger ihre Grundpreise erhöht und dafür die Arbeitspreise knapp unter das Preisbremsenniveau gebracht, um der Unklarheit und dem Mehraufwand zu entgehen. Die von der Regierung angekündigte eigene Datenbank, mit der künftig gezielt hilfsbedürftige Bürgerinnen und Bürger entlastet werden könnten, steht noch nicht bereit.

Michael Kellner, Parlamentarischer Staatssekretär beim Bundeswirtschaftsministerium, bei seiner Laudatio auf den "Energiemanager des Jahres", Gunar Hering, Vorstandsvorsitzender der Enertrag SE Quelle: E&M / Angela Regenbrecht

Preisverleihung an Gunar Hering – ENERGIEMANAGER DES JAHRES

on 28. September 2023by Redaktion EnergieManagerin Allgemein

ENERGIEMANAGER DES JAHRES. Bei einer glanzvollen Feier wurde dem CEO von Enertrag, Gunar Hering, in Berlin der E&M-Preis „Energiemanager des Jahres“ verliehen. Die Laudatio hielt Staatssekretär Michael Kellner. Gunar Hering stehe nicht für die traditionelle Energiewirtschaft, aber das sei von der Jury eine ganz bewusste Entscheidung gewesen, sagte E&M-Herausgeber Helmut Sendner. Am Abend des 20. Septembers wurde der Preis in Berlin feierlich übergeben. Der geehrte CEO von Enertrag setze schon seit Jahren ausschließlich auf erneuerbare Energien und treibe als Vorstandsvorsitzender des Erneuerbaren-Unternehmens Enertrag konsequent die Energiewende voran. Deswegen wurde er von der Jury mit dem Preis „Energiemanager des Jahres 2022“ ausgezeichnet. Zahlreiche Kollegen, Weggefährten und Freunde fanden bei herrlichem Wetter den Weg nach Berlin in den Veranstaltungsort Spreespeicher, direkt am Flussufer gelegen. Schon am Nachmittag vor der Preisverleihung trafen sich dort zahlreiche Energieakteure und Industrievertreter zur gleichnamigen E&M-Veranstaltung Energiemanagerkonferenz. Diskutiert wurde dort, wie Energiewirtschaft und Industrie die Energiewende gemeinsam stemmen können. Wie Sendner bei der Preisverleihung sagte, war für viele der Name Hering eine Überraschung, weil der promovierte Physiker aus einem anderen Lager komme als viele seine Vorgänger. Aber genau deswegen sei er auch ausgewählt worden. Auch für den Jubilar war die Auszeichnung eine große Überraschung. Er hätte niemals damit gerechnet, sagte Hering in seinen Dankesworten. Gleichwohl: „Es ist mir wirklich eine große Ehre.“ Der Preis bestärke ihn, mit allen Kollegen und Kolleginnen den eingeschlagenen Weg konsequent weiterzugehen. 100 Prozent erneuerbare Energie sind möglich Enertrag mit Sitz auf Gut Dauerthal in Brandenburg setzt ausschließlich auf erneuerbare Energien und auf grünen Wasserstoff. Mit Gunar Hering an der Spitze produziert das Unternehmen jährlich rund 2 Milliarden kWh Strom aus knapp 800 eigenen Erneuerbaren-Anlagen – vor allem Windkraft – und treibt aktiv Projekte in neun Ländern weltweit voran. Neben dem Hauptstandort Dauerthal in der Uckermark betreibt es zehn Regionalbüros in ganz Deutschland. Im Ausland ist es in Polen, Frankreich, Spanien, Uruguay, Vietnam, Ghana, Südafrika und Namibia engagiert. In seiner Laudatio würdigte der Parlamentarische Staatssekretär beim Bundeswirtschaftsministerium (BMWK), Michael Kellner, den Einsatz des Preisträgers für die nationale wie auch internationale Energiewende. Er sei zugleich Bundestagsabgeordneter der Grünen für die Region Uckermark, von daher freue es ihn besonders, dass eine Persönlichkeit aus seinem Wahlkreis mit dem Preis „Energiemanager des Jahres“ ausgezeichnet wurde, sagte Kellner. Es sei eine unglaubliche Leistung, was Hering und alle Mitarbeiter von Enertrag aufgebaut hätten. „Dafür meinen aller-, allergrößten Respekt“, sagte der Parlamentarische Staatssekretär unter dem Beifall der Gäste. Bei der Preisverleihung gehört seit langem eine kurze Interviewsession von Jurymitgliedern zum Programm. Den Preisträger über seine weiteren Pläne zu befragen, oblag dieses Mal wieder Christof Spangenberg, Geschäftsführer von M3 Management Consulting, und Christian Held, Partner bei Becker Büttner Held. Beide Unternehmen unterstützen den Fachverlag Energie & Management bei der jährlichen Verleihung des Preises, der im Jahr 2001 von Helmut Sendner ins Leben gerufen worden war. Der Preisträger im Interview Auf die Frage von Jurymitglied Spangenberg, welche Rolle Enertrag in der Energiewende für sich vorsieht, sagte Hering: „Als Enertrag vor rund 30 Jahren gegründet wurde, stand die Frage im Raum, ob man mit Windenergie sicher und zuverlässig Energie erzeugen kann. Heute wissen wir: Es geht.“ Das von Enertrag verantwortete Verbundkraftwerk Uckermark könne alles, was ein konventionelles Kraftwerk auch kann: sicher und zuverlässig Energie erzeugen – aber das nachhaltig. „Das sind innovative Ideen, die Enertrag ausmacht.“ Und: „Wir möchten bei der Energiewende mit gutem Beispiel vorangehen.“ Auf die Frage von Jurymitglied Christian Held, wie Hering zu Wasserstoff in Erdgas-Leitungen stehe, antwortete Hering: Es gebe heute noch sehr viele Bereiche, die mit Öl und Erdgas versorgt würden. Diese müsse künftig mit grünem Wasserstoff geschehen. Er plädiere dafür, Gasnetze, die perspektivisch nicht mehr zum Erdgastransport genutzt werden, schnell auf Wasserstoff umzustellen, denn die Pipelines seien gut geeignet, große Mengen an Energie zu transportieren. Prinzipiell sei man bei der Energiewende in Deutschland schon ein ganzes Stück vorangekommen. Gleichzeitig bleibe noch sehr viel zu tun. Er wünsche sich, dass alle gemeinsam diese Aufgabe mit Leidenschaft anpacken, „denn das sind auch die Grundwerte von Enertrag“. In einer separaten Meldung sehen Sie eine Bildergalerie von der Preisverleihung am 20. September im Spreespeicher (nur online).

Wasserstoff dominiert Energiemanager-Konferenz 2023 in Berlin

on 28. September 2023by Redaktion EnergieManagerin Allgemein

In Berlin trafen sich Branchenexperten zur E&M-Energiemanagerkonferenz. Einer der Schwerpunkte war die Bereitstellung von Wasserstoff zur Dekarbonisierung der Industrie und Wärme. Wasserstoff gilt als Schlüssel, um künftig Industrie und Energieversorgung mit möglichst wenig fossilen Brennstoffen zu sichern. Mittels Elektrolyse kann Wasserstoff aus erneuerbarem Strom und damit klimaneutral („grün“) erzeugt werden. Dafür fehlen aktuell aber noch genug Strom, Elektrolyseure und Leitungen, um Wasserstoff zu den Abnehmern zu transportieren. Darum war der Weg von Plänen zur Umsetzung der Wasserstoffstrategie Thema auf der Berliner E&M-Energiemanagerkonferenz am 20. September. Axel Bree vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) sprach über die ehrgeizigen Wasserstoffpläne der Bundesregierung. Der Leiter des Referats Förderprogramme Dekarbonisierung der Industrie und Klimaschutzverträge im BMWK nannte die Aktualisierung der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS) vom Sommer als Referenz. Darin hatte sich die Bundesregierung vorgenommen, statt 5.000 MW Erzeugungskapazität für Wasserstoff in Deutschland bis 2030 schon 10.000 MW zu errichten. Die Elektrolyseure würde nicht der Staat errichten, sie sollten durch die Wirtschaft gebaut und betrieben werden, unter den Rahmenbedingungen der Politik. Für die “Wichtigen Projekte gegenseitigen europäischen Interesses” (IPCEI) habe es durchaus reges Interesse gegeben, von 270 Bewerbungen konnten 60 ausgewählt wurden. Dieses Programm sei jetzt abgeschlossen, aber eine Ausschreibung von Elektrolyseuren für 500 MW Leistung komme. Auch in anderen Programmen für die Dekarbonisierung der Industrie würden Elektrolyseure gefördert, sagte Bree. Der eigentliche Flaschenhals sei der Transport des erneuerbaren Stroms insbesondere in die südlichen Bundesländer, weshalb der Leitungsausbau beschleunigt werden müsse, was aktuell auch noch durch fehlende Genehmigungen und umstrittene Trassenverläufe verzögert werde. Hier müssten die Länder und Kommunen mitarbeiten, appellierte Bree. Etliche Regulationsfragen offen Prof. Christian Held von der Energiekanzlei Becker Büttner Held (BBH) nannte die Regulierung des Netzausbaus oder der Umwidmung von Erdgasleitungen für Wasserstoff als aktuell in der EU diskutiertes Thema. Im Trilogverfahren sei dank des Europäischen Parlaments inzwischen ein Ausweg in Sicht, sodass das Unbundling, nach dem Gasnetzbetreiber keine Wasserstoffleitungen betreiben dürfen, vom Tisch sein könnte. Eine Entscheidung könnte bis Ende des Jahres fallen. Problematischer sei noch das Vorhaben, für beide Gase unterschiedliche Gesellschaften vorzuschreiben, da im Übergang Wasserstoff sinnvollerweise dem Erdgas beigemischt werden sollte, gab Held zu bedenken. Das mache es auch notwendig, verlässliche Zertifikate besonders für grünen Wasserstoff zu definieren. Im Herkunftsnachweisregistergesetz plane die Bundesregierung bereits eine solche Regelung. Sie würde es ermöglichen, ähnlich wie heute beim Ökostrom bilanziell klimaneutrale Gase einzukaufen, auch wenn vor Ort aus der Leitung noch Erdgas kommt. Für die Enertrag beklagte der Vorstandsvorsitzende Gunar Hering die langen Entscheidungswege von rund zwei Jahren, bis Anträge entschieden werden. Andere Länder wie die USA und Saudi-Arabien hätten klare und schnelle Förderregeln, wodurch Unternehmen in Deutschland benachteiligt seien. „Bis 2030 ist nicht mehr viel Zeit und auch die Umsetzung der Projekte dauert Zeit“, mahnte der Preisträger des E&M-Energiemanagers 2022. Industrie startet schon „Wir haben einen Bedarf von 200.000 Tonnen Wasserstoff jährlich, allein in der stofflichen Nutzung, nicht als Energieträger“, sagte Thomas Riede, Vizepräsident der BASF. Dieser Bedarf gelte allein für den Standort Ludwigshafen. Um diese Mengen zu bekommen, sei eine Pipeline nötig, weshalb sein Unternehmen froh sei über das jetzt beschlossene Wasserstoffkernnetz der Bundesregierung. Allerdings werde es frühestens 2028 in Betrieb gehen und voraussichtlich nicht genug liefern können. Daher habe sein Unternehmen beschlossen, die Versorgung zu diversifizieren. Wasserstoff werde auch aus anderen Quellen beschafft werden. So baue BASF selbst eine Pyrolyseanlage und einen Elektrolyseur und kaufe auch Wasserstoff aus Erdgas ein. „Wir können nicht warten, bis alles fertig ist und müssen schon jetzt starten“, sagte der Industrievertreter. Auch „blauer“ Wasserstoff aus Erdgas verbessere die aktuelle Klimabilanz seines Unternehmens. „Eine Transformation kann auch viel Spaß machen“, sagte Gasag-Vorstand Matthias Trunk. Sein Energieversorger habe damit begonnen, die Sanierungsquote auf vier Prozent hochzuschrauben, um weniger Energie zum Heizen zu benötigen. Für die Hauptstadt hätten sich die Gasag und Partner verpflichtet, ein erstes Wasserstoffnetz aufzubauen, das zunächst die Kraftwerke anschließen werde. „Das ist eine Vorinvestition, das ist nicht im Rahmen der Regulierung zu machen“, sagte Trunk. Erst gegen 2030, wenn der erste Wasserstoff fließe, könne man Geld zurückverdienen, daher benötigen die Beteiligten einen langen Atem.