Zwischen Turbinen und Transformation2

Eine Branche nach der anderen fordert Gelder aus dem Infrastruktur-Sondertopf, über den am 21. März der Bundesrat abstimmt. So auch die Luftfahrtindustrie. Ein Bündnis aus 14 Verbänden und Gewerkschaften fordert von der neuen Bundesregierung Entlastungen für den Luftverkehr – und bringt das geplante Milliarden-Finanzpaket des Bundes ins Spiel. „Der Luftfahrtstandort Deutschland ist zu teuer geworden“, heißt es in einem gemeinsamen Appell, der der Deutschen Presse-Agentur vorliegt. „Ohne entschlossene Maßnahmen droht der Branche der Verlust der Wettbewerbsfähigkeit und damit eine Schwächung der Anbindung des Wirtschaftsstandortes Deutschland an internationale Märkte.“ Hinter dem Schreiben stehen unter anderem der Bundesverband der Deutschen Luftverkehrswirtschaft (BDL), der Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI), die Industriegewerkschaft Metall (IGM), der Flughafenverband ADV und Tourismusverbände. Sie nennen acht Maßnahmen, um den Luftverkehrs-Standort zu stärken, allen voran eine Entlastung bei staatlichen Standortkosten und die Unterstützung von Zukunftstechnologien. So sollten für die Förderung nachhaltiger Flugkraftstoffe sowie für weitere Forschungs- und Technologieförderung verstärkt Mittel des Sondervermögens genutzt werden, heißt es in dem Schreiben. Union, SPD und Grüne hatten sich darauf geeinigt, dass 100 Milliarden Euro aus dem geplanten neuen Schuldentopf für Infrastruktur und Klimaschutz in den Klima- und Transformationsfonds (KTF) fließen. Nach dem Willen der Initiative sollen zudem die Luftverkehrssteuer abgeschafft oder zumindest auf das Niveau von 2011 sinken, Bürokratielasten schrumpfen und weitere Fördermittel in die nationale Luftfahrt-Forschung fließen. Ausgebaut werden solle das „Wasserstoff-Ökosystem“ für neue Flugzeugantriebe von der Produktion über den Transport bis zu Betankungsanlagen. „Wenn wir die Klimaziele erreichen wollen, müssen wir in innovative Technologien investieren, statt die Branche mit zusätzlichen Kosten zu belasten“, sagte BDL-Präsident Jens Bischof. „Wir brauchen bezahlbare nachhaltige Kraftstoffe und neue Antriebe, um die Transformation der Luftfahrt aktiv zu gestalten.“ Die Luftverkehrsbranche sieht die staatlichen Steuern und Gebühren als Hauptgrund dafür, dass sich der Luftverkehr in Deutschland im europäischen Vergleich nur langsam von der Corona-Krise erholt.

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Zum Hochlauf der Wasserstoffinfrastruktur haben 18 Betreiber des künftigen Wasserstoffkernnetzes erstmals rund 172 Millionen Euro aus dem Amortisationskonto erhalten. Mit der ersten Zahlung aus dem Amortisationskonto hat die H2 Amortisationskonto GmbH (AMKG) den Startschuss für ein zentrales Instrument zur Finanzierung der Wasserstoffinfrastruktur gegeben. Insgesamt rund 172 Millionen Euro sind am 25. März 2025 an 18 Betreiber des Wasserstoffkernnetzes geflossen, teilt das Unternehmen mit. Die AMKG hat ihren Sitz in Berlin und agiert als kontoführende Stelle. Sie übernimmt die Verwaltung und Abwicklung der Zahlungen gemäß §28r des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG). Dieser Paragraf regelt die Einrichtung und den Betrieb des Amortisationskontos. Der Gesetzgeber hat ihn im Zuge der Verankerung des Wasserstoffkernnetzes eingeführt. Ziel ist es, den wirtschaftlichen Betrieb der Infrastruktur trotz anfänglich geringer Auslastung sicherzustellen und die Risiken bei der Investition zu begrenzen. Die Finanzierung des Kontos erfolgt über Darlehen, die zu einem späteren Zeitpunkt zurückgeführt werden (siehe Infokasten unten). Das Wasserstoffkernnetz soll in Deutschland weitgehend privatwirtschaftlich durch die Betreiber der Leitungsinfrastruktur finanziert werden. Um dabei eine marktgefährdende Kostenlast in der Anfangsphase zu vermeiden, wurde im EnWG eine Deckelung der Netzentgelte für Wasserstoffabnehmer verankert. Die Finanzierungslücke in den frühen Jahren des Hochlaufs gleicht das Amortisationskonto aus. An der Vorbereitung der ersten Auszahlung waren neben der AMKG auch die staatliche Förderbank KfW als Darlehensgeberin beteiligt, des Weiteren auch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, das Bundesministerium der Finanzen sowie die Bundesnetzagentur. Die Gesellschafterstruktur der AMKG wurde bereits Ende Februar 2025 angepasst: Neben der Trading Hub Europe GmbH sind seither auch die Wasserstoffkernnetzbetreiber selbst als Anteilseigner beteiligt. „Wir sind stolz, dass die erste Auszahlung trotz des engen Zeitplans planmäßig erfolgen konnte“, erklärten Torsten Frank und Sebastian Kemper, die beiden Geschäftsführer der AMKG. Ausschlaggebend dafür sei die enge Abstimmung zwischen allen Beteiligten gewesen. Die nächste Auszahlung aus dem Amortisationskonto ist für März 2026 vorgesehen. Details zum Amortisationskonto Das Amortisationskonto ist das zentrale Finanzierungsinstrument, um das über 9.000 Kilometer lange Wasserstoffkernnetz in Deutschland zu realisieren. Es soll verhindern, dass in der frühen Phase des Wasserstoffmarktes zu hohe Netzentgelte die Nachfrage ausbremsen. Betreiber des Wasserstoffkernnetzes erhalten daher zunächst Zahlungen aus dem Konto, um ihre Kosten teilweise zu decken. Die entstehenden Lücken werden zu einem späteren Zeitpunkt ausgeglichen – entweder durch höhere Netzentgelte, sobald der Markt tragfähig ist, oder durch andere Finanzierungsmechanismen. Die H2 Amortisationskonto GmbH führt das Konto, bilanziert es und wickelt die Zahlungen ab.

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Eine neue Studie warnt: Ohne Reform der Netzfinanzierung steigen Stromkosten und soziale Ungleichheit – das gefährdet die Energiewende. Die Energiewende in Deutschland und Europa braucht dringend eine Reform der Stromnetzfinanzierung. Zu diesem Ergebnis kommt eine neue Untersuchung des Forums Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS), die im Auftrag von Climate Action Network (CAN) Europe erstellt wurde. Ohne strukturelle Änderungen drohen laut der Studie steigende Netzentgelte, die vor allem einkommensschwache Haushalte überproportional belasten. Der Ausbau und die Modernisierung der Stromnetze sind zentrale Voraussetzungen für die Dekarbonisierung der europäischen Energiewirtschaft. Bereits heute machen Netzentgelte einen erheblichen Anteil an den Stromkosten aus. Besonders stark trifft dies einkommensschwache Regionen in Osteuropa: In Bulgarien etwa ist die Belastung durch Netzentgelte im Verhältnis zum Einkommen fast fünfmal so hoch wie in Dänemark. Deutschland liegt im europäischen Vergleich im unteren Mittelfeld. „Pauschale Senkungen der Netzentgelte durch staatliche Zuschüsse lösen das Problem nicht. Sie verschieben nur erhebliche Kosten in den Steuertopf, ohne die Ursachen anzugehen“, sagt Marie Wettingfeld, wissenschaftliche Referentin beim FÖS und Hauptautorin der Studie. Stattdessen brauche es eine grundlegende Reform der Netzfinanzierung und der Entgeltregeln. Eine Option sei ein öffentlicher Infrastrukturfonds, dessen Anteile über den Finanzmarkt vermarktet werden können. Auf diese Weise ließen sich private Kapitalquellen erschließen und öffentliche Mittel effizienter einsetzen. Der Fonds müsse dabei klar von Bereichen getrennt werden, in denen gezielt private Investitionen gewünscht sind, um eine schnellere Umsetzung zu erreichen – etwa bei innovativen Technologien zur netzdienlichen Nutzung von Flexibilitäten. Zudem empfiehlt das FÖS eine stärkere staatliche Beteiligung an Netzbetreibern. Diese könne die Kreditwürdigkeit erhöhen, die Finanzierungskosten senken und so langfristig für stabile Netzentgelte sorgen. „Klare und dauerhafte Beteiligungsstrukturen können langfristig für stabile und bezahlbare Netzentgelte sorgen“, so Carolin Schenuit, geschäftsführende Vorständin des FÖS. Voraussetzung sei jedoch eine Kombination mit verbindlichen regulatorischen Vorgaben und einer Reform der bestehenden Anreizregulierung. Ein weiterer Schwerpunkt der Studie liegt auf der Tarifgestaltung. Die Forscherinnen und Forscher sprechen sich für eine stärker differenzierte Tarifstruktur aus, die zeitabhängige Modelle einschließt. Diese können dazu beitragen, Lastspitzen zu reduzieren und die Integration von erneuerbaren Energien ins Netz zu erleichtern. Allerdings sei der Einsatz intelligenter Messsysteme für das Angebot von differenzierten und fairen Tarifen unerlässlich. Die Autorinnen und Autoren der Studie betonen, dass es keine universelle Lösung für ganz Europa gebe. Stattdessen müsse eine Kombination verschiedener Finanzierungs- und Tarifmodelle gefunden werden, die auf die jeweiligen nationalen Gegebenheiten zugeschnitten ist.

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Die Internationale Agentur für erneuerbare Energien hat ihren jährlichen Bericht zum weltweiten Ausbau der Stromerzeugungskapazität bei erneuerbaren Energien vorgelegt.

Weltweit sind Erneuerbare weiter auf Rekordkurs Die Internationale Agentur für erneuerbare Energien hat ihren jährlichen Bericht zum weltweiten Ausbau der Stromerzeugungskapazität bei erneuerbaren Energien vorgelegt. Die globale Stromerzeugungskapazität auf Basis Erneuerbarer hat sich im Lauf des vergangenen Jahres um 585.200 MW oder 15 Prozent auf 4,448 Millionen MW erhöht. Damit wurde 2024 der größte bisher innerhalb eines Jahres erreichte Zubau realisiert. Dies geht aus der „Renewable Capacity Statistics 2025“ hervor, die jetzt von der International Renewable Energy Agency (Irena), Abu Dhabi, veröffentlicht worden ist. Laut Irena entfielen 84 Prozent aller Neuinstallationen auf China, die USA und die EU. Den größten Zuwachs erzielten 2024 Photovoltaikanlagen. Die weltweiten Solarkapazitäten zur Stromerzeugung nahmen 2024 um 451.900 MW oder 32 Prozent auf 1,866 Millionen MW zu. Die Leistung der Windanlagen erhöhte sich zeitgleich um 113.200 MW, entsprechend 11 Prozent, auf 1,133 Millionen MW. Damit entfielen allein auf Sonne und Wind 96,6 Prozent der regenerativen Zubauleistung. Mit 2,6 Prozent war die Wasserkraft und mit 0,8 Prozent die Bioenergie an der Kapazitätszunahme beteiligt. Geothermie und Meeresenergie machten zusammen weniger als 0,1 Prozent aus. So sieht es im Bestand aus Solarenergie ist die grüne Technologie mit der weltweit größten Erzeugungsleistung – vor Wasserkraft und vor Windenergie. Nach Technologien setzte sich die Kapazität der erneuerbaren Stromerzeuger Ende 2024 wie folgt zusammen: Solarenergie: 41,9 Prozent Wasserkraft: 28,8 Prozent Windenergie: 25,5 Prozent Bioenergie: 3,4 Prozent Geothermie und Meeresenergie: 0,4 Prozent Seit Ende 2010 hat sich diese Erzeugungskapazität damit fast vervierfacht. Die Kapazität an Windanlagen entspricht heute der sechsfachen von 14 Jahren zuvor. Bei den Solaranlagen liegt der Faktor sogar bei 45. Die Kapazität von Wasserkraftwerken (ohne Pumpspeicher) hat in dem genannten Zeitraum um 39 Prozent zugenommen. Die Leistung der Bioenergie-Anlagen hat sich mehr als verdoppelt. Geothermie konnte um 54 Prozent zulegen. Bei der Meeresenergie fand eine Verdopplung auf 500 MW statt. Das Kapazitätswachstum verteilt sich auf alle Weltregionen. Die größte Dynamik wurde in Mittel- und Südostasien verzeichnet. Dies gilt auch für 2024: Asien war – ohne Eurasien und ohne den Mittleren Osten gerechnet – an dem Kapazitätszuwachs mit 72 Prozent beteiligt. Es entfielen 12 Prozent auf Europa und 1,4 Prozent auf Eurasien – dazu werden Armenien, Aserbaidschan, Georgien, Russland und die Türkei gezählt. China in allen Technologien vorne – außer einer China ist nicht nur das Land mit dem weltweit höchsten Energie- und Kohleverbrauch. Vielmehr dominiert es auch die installierte Ökostrom-Leistung. Zum globalen Zuwachs darin trugen die Neuinstallationen in China 2024 mit 373.600 MW 64 Prozent bei. Damit waren Ende 2024 in China insgesamt 1,83 Millionen MW installiert. Dies entspricht einem globalen Anteil von 41 Prozent. Damit stellt sich die Rangliste der Staaten – gemessen an der Höhe der Ende 2024 installierten Erneuerbare-Energien-Kapazität zur Stromerzeugung wie folgt dar: China: 1.827.700 MW USA: 428.400 MW Brasilien: 213.900 MW Indien: 204.300 MW Deutschland: 178.700 MW Japan: 132.300 MW Kanada: 110.500 MW Spanien: 88.500 MW Frankreich: 74.300 MW Italien: 72.100 MW Auf diese zehn Staaten entfielen somit 75 Prozent der weltweiten Erneuerbaren-Kraftwerksleistung, auf Deutschland allein 4 Prozent. Auch bei Betrachtung nach einzelnen grünen Technologien führt China bei Wasser, Wind, Sonne und Bioenergie. Bei Wasserkraft (ohne Pumpspeicher) belegen Brasilien, USA, Kanada, Russland, Indien, Norwegen, Türkei, Japan und Frankreich die Plätze zwei bis zehn. Bemerkenswert ist: Die Wasserkraft-Leistung der Stromerzeugungskapazitäten auf Basis Wasserkraft auf dem gesamten Kontinent Afrika ist – trotz der dort bestehenden großen Potenziale – mit 39.300 MW kaum größer als in Norwegen mit 34.700 MW. Bei Wind ist Deutschland auf dem Treppchen Anders als bei Wasserkraft stellt sich das weltweite Länder-Ranking bei Windkraft und Solarenergie dar. Bei Wind steht Deutschland – hinter China und USA – auf Platz drei. Bei Offshorewind führt China seit 2021 ebenfalls die Rangliste an – gefolgt von Großbritannien und Deutschland. An fünfter Stelle ist Deutschland im weltweiten Ranking bei Solarkapazitäten platziert, hinter China, USA, Indien und Japan. Bei Bioenergie belegt Deutschland 2024 ebenfalls den fünften Rang – hinter China, Brasilien, Indien und USA. Die Top Ten bei Geothermie sind die USA, Indonesien, Philippinen, Türkei, Neuseeland, Mexiko, Kenia, Island, Italien und Japan. Die Ende 2024 installierte regenerative Leistung entsprach 46 Prozent der gesamten weltweit installierten Stromerzeugungskapazität.

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Die Bundesnetzagentur will den Regulierungsrahmen für Stromnetze anpassen. Laut Thüga könnte das die Renditen für Netzbetreiber drastisch senken und Investitionen ausbremsen. Die Thüga Aktiengesellschaft mit Sitz in München warnt vor schwerwiegenden Folgen der bis zum Sommer geplanten Änderungen des Regulierungsrahmens für Stromnetzbetreiber. Hintergrund ist ein aktueller Entwurf der Bundesnetzagentur (BNetzA), der im sogenannten „NEST“-Prozess („Netze. Effizient. Sicher. Transformiert.“) eine Anpassung der regulatorischen Vorgaben vorsieht. Diese soll laut der Behörde helfen, die Effizienz der Netze zu stärken und langfristig Kosten zu senken. Die Pläne stoßen jedoch bei der Energiebranche auf deutliche Kritik, wie die Thüga, ein Netzwerk aus über 100 kommunalen Energie- und Wasserversorgern, in einer Mitteilung vom 31. März erklärt. Konkret betrifft die Kritik den Regulierungsentwurf mit dem Titel „RAMEN“ („Regulierung. Anreize. Maßstäbe. Effizienz. Netzentgelte.“). Nach Berechnungen der Branche könnten die vorgesehenen Änderungen die Eigenkapitalverzinsung – eine zentrale Einkommensquelle der Netzbetreiber – um bis zu ein Drittel senken. In Einzelfällen sei sogar ein Rückgang um 60 Prozent möglich, heißt es seitens der Thüga. Die Vergütung des eingesetzten Kapitals sei jedoch notwendig, um Investitionen in bestehende und neue Infrastruktur wirtschaftlich tragfähig zu halten. Eine deutliche Absenkung würde Investitionen gefährden, die für die Umsetzung der Energiewende unerlässlich sind. „Ohne stabile Netze ist weder die Energiewende noch eine verlässliche Versorgung der Wirtschaft möglich“, sagte Dr. Constantin H. Alsheimer, Vorstandsvorsitzender der Thüga, zu den Plänen der Netzagentur. Kapital werde künftig eher in Länder mit besseren regulatorischen Bedingungen fließen – sowohl innerhalb Europas als auch darüber hinaus. Bereits heute unterdurchschnittliche Eigenkapitalverzinsung Schon heute liege die Eigenkapitalverzinsung deutscher Netzbetreiber im europäischen Vergleich im unteren Bereich. Dennoch habe die Bundesnetzagentur für die laufende 4. Regulierungsperiode von 2024 bis 2028 Anträge auf Anpassung der Rendite abgelehnt – und das trotz eines gestiegenen Zinsniveaus. Begründet wurde diese Entscheidung nicht, ein künftiger Referenzzinssatz wurde ebenfalls nicht benannt. Auch für die 5. Regulierungsperiode ab 2029 deutet die Methodik der Netzagentur laut Thüga darauf hin, dass Anforderungen an eine marktgerechte Eigenkapitalverzinsung nicht berücksichtigt werden. Zwar könne die Behörde mit den geplanten Maßnahmen zunächst die Netzentgelte auf den Stromrechnungen senken, doch langfristig drohten laut Thüga neue Belastungen. Als Beispiel nennt das Unternehmen die Redispatch-Kosten – also Ausgaben zur Stabilisierung der Stromnetze bei Engpässen. Diese lagen in den vergangenen drei Jahren jeweils zwischen 3 und 4 Milliarden Euro und damit in etwa auf dem Niveau der gesamten Eigenkapitalverzinsung aller deutschen Stromnetzbetreiber. Die Thüga warnt, dass ohne ausreichende Investitionen in das Netz diese Kosten weiter steigen könnten. „Wenn wir mehr Investitionen in neue Stromnetze wollen, brauchen wir hierfür marktgerechte Investitionsbedingungen“, betonte Alsheimer. Der Wettbewerb um Kapital sei international – Deutschland müsse jetzt für verlässliche Rahmenbedingungen sorgen. Kürzere Regulierungsperiode vorgesehen Zudem schlägt die Bundesnetzagentur im Zuge des „NEST“-Prozesses eine kürzere Regulierungsperiode vor, um flexibler auf Entwicklungen auf dem Markt reagieren zu können. Mit den Bundesländern sei abgesprochen, die nächste Periode noch für fünf Jahre anzulegen, ab 2033 aber auf drei Jahre zu verkürzen, sagte die Vizepräsidentin der Bundesnetzagentur, Barbie Kornelia Haller kürzlich auf dem Forum des Verbands der Kommunalen Unternehmen (wir berichteten). Es ginge nicht, die Netzkosten wegen vieler Ausnahmen für Eigenerzeugung auf immer weniger Schultern zu verlagern. „Mit der finanziellen Überforderung geht die Akzeptanz für die Energiewende verloren“, warnte Haller.

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Durch den Ukrainekrieg hat der russische Gaskonzern Gazprom einen beträchtlichen Teil seines europäischen Absatzes verloren. Das hat nun Konsequenzen. Der russische Energiekonzern Gazprom steht vor einer großen Entlassungswelle. Laut übereinstimmenden Medienberichten plant das Unternehmen, bis zu 1.600 Stellen am Hauptsitz im russischen St. Petersburg zu streichen. Dies entspricht etwa 40 Prozent der dortigen Belegschaft. Die Maßnahme soll in einem internen Schreiben der stellvertretenden Vorstandsvorsitzenden Elena Ilyukhina an den Vorstandsvorsitzenden Alexei Miller von Gazprom angekündigt worden sein. Die geplanten Entlassungen sind eine Reaktion auf erhebliche wirtschaftliche Schwierigkeiten, die durch den Ukraine-Krieg und die daraus resultierenden EU-Sanktionen verursacht wurden. Gazprom meldete für das Jahr 2023 einen Verlust von 629 Milliarden Rubel (umgerechnet etwa 6 Milliarden Euro), den größten seit mindestens 25 Jahren. Der Umsatz des Unternehmens sank um fast 30 Prozent auf 8,5 Billionen Rubel (rund 80 Milliarden Euro). In dem Schreiben betont Ilyukhina die Notwendigkeit, Entscheidungsprozesse zu beschleunigen und redundante Funktionen abzuschaffen. Die Entlassungen sollen ausschließlich das Zentralbüro in St. Petersburg betreffen, während die landesweiten Niederlassungen unberührt bleiben. Analysten weisen darauf hin, dass europäische Länder wie Deutschland schneller als erwartet alternative Gasquellen erschlossen haben, was Gazproms Marktstellung nachhaltig geschwächt hat. Die geplanten Maßnahmen verdeutlichen die anhaltenden Schwierigkeiten des Unternehmens, sich an die neuen geopolitischen Realitäten anzupassen.

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Rund 175 Millionen Euro für das Budget wollen Freiheitliche und Konservative mit der Abschaffung der Umsatzsteuerbefreiung für PV-Anlagen lukrieren. Die Branche hält das für unklug. Der Verband Photovoltaic Austria (PV Austria) übt heftige Kritik an dem Plan der voraussichtlichen künftigen österreichischen Bundesregierung aus den rechtsgerichteten Freiheitlichen (FPÖ) und den Konservativen (Österreichische Volkspartei, ÖVP), die Förderungen für die Errichtung kleiner PV-Anlagen zu kürzen. Insbesondere geht es um die nach derzeitigem Stand bis Jahresende 2025 geltende automatische Befreiung des Baus von Anlagen mit maximal 35 kW Leistung von der Umsatzsteuer, die sich auf 20 Prozent der Investitionssumme beläuft. Im Zuge eines umfangreichen Pakets zur Sanierung des Bundesbudgets soll diese Befreiung fallen, teilten die beiden Parteien am 16. Januar mit. Laut einer Aussendung der FPÖ würde dies für das Budget Einnahmen von rund 175 Millionen Euro bringen. In einem offenen Brief an die Parteichefs Herbert Kickl (FPÖ) und Christian Stocker (ÖVP) spricht PV Austria von einem „Anschlag auf die Verlässlichkeit und Planungssicherheit für unsere heimischen Betriebe und tausende Privathaushalte“. Die Wiedereinführung der seit Jahresbeginn 2024 ausgesetzten Steuer sei „kurzsichtig und wirtschaftlich äußerst unklug“. Sie bedeute „ein Zurück zu engen Terminen, langen Wartezeiten und viel Zettelwirtschaft“. Der Vorstandsvorsitzende von PV Austria, Herbert Paierl, und Geschäftsführerin Vera Immitzer appellieren daher an Kickl und Stocker, „das Vertrauen in die Politik wieder zu stärken und die geplante Wiedereinführung von Steuern auf kleine PV-Anlagen ernsthaft zu überdenken“. Unterstützung für den Plan der voraussichtlichen Koalitionäre kam von unerwarteter Seite. Die Chefin des Kontext-Instituts für Klimafragen, Katharina Rogenhofer, konstatierte in einer Aussendung, PV-Anlagen hätten sich auf dem Markt „bereits gut etabliert. Der Wegfall der Befreiung ist dementsprechend verkraftbar“.

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Der schwedische Energiekonzern Vattenfall hat Neubesetzungen in der Geschäftsführung für den deutschen Markt bekannt gegeben. Zum Jahreswechsel übernimmt Robert Zurawski, bisher Finanzchef von Vattenfall Deutschland, die Position des Deutschland-Chefs. Er folgt auf Christian Barthelemy, der im Oktober als Personalvorstand der Vattenfall-Gruppe zurückgetreten ist. Zudem wird Franziska Marini zur Arbeitsdirektorin der Vattenfall GmbH berufen. Der Aufsichtsrat der deutschen Tochtergesellschaft hat die Entscheidungen am 19. Dezember getroffen und der Öffentlichkeit mitgeteilt. Zurawski ist, wie es in der Mitteilung heißt, seit 25 Jahren für den Energiekonzern tätig. Seit fast zehn Jahren verantwortet die Finanzen des Geschäftsbereichs Erneuerbare Energien („BA Wind“) auf europäischer Ebene. Marini, die im Jahr 2022 zu Vattenfall gekommen ist, leitete zuvor den Personalbereich im europaweiten Energiehandel und der zentralen Anlagenoptimierung der Vattenfall-Gruppe („BA Markets“). Anna Borg, Präsidentin und CEO von Vattenfall gab aus dem Anlass die Wachstumsfelder der deutschen Landesgesellschaft vor. Sie erklärte „Franziska und Robert“ unterstützen den Konzern dabei, „im Bereich der regenerativen Stromerzeugung, Speichertechnologien, Handel, Endkundengeschäft und Elektromobilität weiterzuwachsen“.

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Der angeschlagene Ökoenergie-Konzern Baywa Re könnte zum Minderheitsgesellschafter EIP wechseln. Gleichzeitig gehört ein Stellenabbau zu einem dreijährigen Konzept mit den Banken. Schöne Bescherung: Die Baywa Re aus München hat sich mit einem massiven Stellenabbau und einer weiteren Konzentration auf das Kerngeschäft sowie auf profitable Märkte bei den Banken eine finanzielle Perspektive bis Ende 2027 erkauft. Darüber hinaus wird die Braut hübsch gemacht, um sie möglicherweise an den Gesellschafter Energie Infrastructure Partners (EIP) abzustoßen, einen weltweit agierenden Infrastrukturinvestor. Laut einer Mitteilung des Erneuerbaren-Projektierers und Direktvermarkters vom 20. Dezember 2024 baut die Baywa Re während des neuen Finanzierungszeitraums sicher rund 350 Stellen (Vollzeit-Äquivalente, FTE) ab, um das in Eckpunkten bekannte Sanierungsgutachten von Boston Consulting zu erfüllen. Da sich das Unternehmen aber durch Verkäufe aus Nebengeschäftsfeldern zurückzieht und sich bereits restrukturiert, kann der Stellenabbau demnach bis zu 2.400 der weltweit 4.250 Stellen betreffen. Bisher war lediglich davon die Rede gewesen, dass im gesamten Baywa-Agrarhandelskonzern 1.500 Positionen gestrichen werden (wir berichteten). In den ersten drei Quartalen in diesem Jahr war die Baywa Re das Sorgenkind des Konzerns: Sie rutschte im operativen Geschäft (Ebit) von plus 106 Millionen Euro mit minus 165 Millionen Euro in die roten Zahlen. Dem Konzern blieb nur noch ein zweistelliges positives Millionen-Ebit. Als Gründe für die Schieflage der Baywa Re wurde die Bevorratung teuer eingekaufter PV-Module, Verzögerungen in der Projektentwicklung und erste Restrukturierungskosten angegeben. Über eine Avallinie der Banken in dreistelliger Millionenhöhe hinaus hatte EIP, die 49 Prozent an Baywa Re hält, im Oktober, als das Unternehmen aus dem Sanierungsgutachten von Boston Consulting berichtete, einen Gesellschafterkredit in zweistelliger Millionenhöhe zur Verfügung gestellt. Darüber hinaus spülten besonders viele Projektverkäufe frisches Geld in die Kasse (wir berichteten). Gespräche über Übernahme durch EIP Mit EIP befindet sich die Baywa Re offenbar bereits in „fortgeschrittenen Gesprächen, über eine weitere Kapitalstärkung der ,BayWa r.e.‘, die zu einem Kontrollwechsel zu Gunsten von EIP führen könnte“. Ein Abschluss im Laufe des ersten Quartals 2025 wird angestrebt. Baywa Re zählte beispielhaft auf, welche Aktivitäten weiter als Kerngeschäft gelten sollen, in denen das Unternehmen über eine gute Wettbewerbsposition verfügt und die eine positive Marktprognose haben: die Projektentwicklung im Bereich Wind, Solar und Batteriespeicher, der Betrieb eigener Anlagen ‚Independent Power Producer‘ (IPP) − und damit auch die Position als Direktvermarkter −, die Instandhaltung und der Energiehandel, der sich weitgehend am Standort Leipzig (ehemalige Clens Clean Energy Sourcing) befindet. Leistungsziel in der Projektierung sind mehr als 2.000 MW pro Jahr. Die Eigenposition von 1.000 MW grüner Kraftwerke im Betrieb soll nach einer „Optimierung“ von 2026 an wachsen. Auch will man weiter weltweit tätig sein, sich aber auf Märkte „mit geringem wirtschaftlichen Risiko“ und „mit Wachstumschancen“ konzentrieren. Welche Länder das sind, wurde nicht mitgeteilt, ebenso wenig, welche Aktivitäten abzustoßen wären. Bekannt ist, dass sich Baywa Re von der eigenen Software-Entwicklung trennt. Und schließlich steht die Baywa Re vor einer Zentralisierung bei Querschnittsfunktionen wie Controlling, Finanzen und Personal. Das kaufmännische Ziel Der neue Chief Restructuring Officer (CRO) Felix Colsman formuliert das kaufmännische Ziel bis Ende 2027 folgendermaßen − er bezieht sich dabei auf das Restrukturierungsprogramm „Repower“ und mit „Ebitda“ auf das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (Ebitda): „Nach der Umsetzung aller notwendigen Transformationsmaßnahmen wird die neue Baywa Re eine marktübliche Ebitda-Marge mit einem ausgewogenen Risikoprofil über alle Geschäftsbereiche erzielen.“

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Der erste Gehaltstarifvertrag für 2025 in der Energiewirtschaft ist vereinbart. Für die 30.000 Eon- und Tennet-Mitarbeitenden gibt es 4,6 Prozent mehr. Die 30.000 Arbeitnehmer und Auszubildenden des Eon-Konzerns und des Übertragungsnetzbetreibers Tennet bekommen vom 1. Januar 2025 an 4,6 Prozent mehr Gehalt. Auf einen entsprechenden Gehaltstarifvertrag haben sich Arbeitgeber und die Gewerkschaften Bergbau-Chemie-Energie (BCE) sowie Verdi am 5. November schon in einer zweiten Verhandlungsrunde geeinigt. Das Zahlenwerk gilt auch für die Eon-Töchter Avacon, Bayernwerk, Edis, EnviaM, Westenergie und Preussen Elektra. Es gilt nur bis 31. Januar 2026; die IG BCE hatte der Presse aus Versehen ein späteres Datum genannt. Gewerkschaftsmitglieder erhalten einen freien Tag mehr, Azubis auch eine abgabenfreie Inflationsausgleichsprämie von 900 Euro. Ihre Übernahmegarantie wurde zudem bis Ende 2029 verlängert. Die Beschäftigten erhalten nach Darstellung der IG BCE einen „verdienten Anteil an der guten wirtschaftlichen Lage“ von Eon und seiner ehemaligen Übertragungsnetz-Tochter Tennet. „Wir haben alle Punkte, die uns wichtig waren, umgesetzt“, betonte ihr Verhandlungsführer Holger Nieden. Das ist eine kühne Bewertung, denn die Gewerkschaften waren in die Verhandlungen, die im November begonnen hatten, mit der Forderung nach 8,5 Prozent mehr Gehalt, aber mindestens 350 Euro mehr, und einer noch kürzeren Laufzeit von zwölf Monaten gegangen (wir berichteten). Damit ist der erste Lohnabschluss in der Energiewirtschaft für das nächste Jahr unter Dach und Fach. Kürzlich hatten sich die Tarifpartner bei Uniper geeinigt (das auch einmal zu Eon gehörte), dabei war es aber nur um einen verlängerten Kündigungsschutz in der geplanten Reprivatisierung gegangen (wir berichteten). Stadtwerke drohen in tariflose Zeit zu laufen Für tarifgebundene Stadtwerke muss dagegen erst ein neuer Tarifvertrag Versorgungsbetriebe (TVV) ausgehandelt werden. Der gültige TVV läuft Ende des Jahres aus. Er baut traditionell auf dem Tarifvertrag für den öffentlichen Dienst in den Kommunen (TVöD VKA – Kommunen) auf, für den es ebenfalls nur Gewerkschaftsforderungen gibt: Verdi fordert für die 2,5 Millionen Beschäftigten von Bund und Kommunen ein Plus von 8 Prozent, aber mindestens 350 Euro monatlich. Weitere Forderungen: drei freie Tage mehr für alle, sogar vier für Gewerkschaftsmitglieder, für Azubis 200 Euro mehr, die Einführung eines Zeitkontos und nur zwölf Monate Laufzeit. Lediglich für die Länder gibt es einen ausgehandelten Tarifvertrag. Er sieht zum 1. November 2024 200 Euro mehr und zum 1. Februar 2025 noch einmal 5,5 Prozent mehr Gehalt, aber mindestens 340 Euro mehr vor.

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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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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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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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Power Purchase Agreements – ein Geschäftsmodell auch für Stadtwerke?

PPA spielen für Stadtwerke derzeit noch eine eher untergeordnete Rolle, werden aber perspektivisch immer relevanter. Warum es für Stadtwerke lohnt, sich frühzeitig mit dem Thema zu beschäftigen. Mehrjährige Stromlieferverträge aus Erneuerbare-Energien-Anlagen, so genannte Power Purchase Agreements (PPA), haben in den letzten Jahren einen starken Boom erlebt – verbunden mit vielen Hoffnungen. Denn mit PPAs lassen sich Stromerzeugungskapazitäten langfristig binden und Preisniveaus absichern. Mit der Energiekrise traten und treten im Energiemarkt jedoch völlig neue Herausforderungen und Regularien in den Vordergrund, die für Unsicherheit sorgten, wie z.B. Schwierigkeiten bei der Preisfindung für längerfristige Strombezugsverträge oder eine drohende Gewinnabschöpfung für die Stromerzeugung im Rahmen der Strompreisbremse. Während das Gesamtvolumen der abgeschlossenen PPAs auch im vergangenen Jahr relativ stabil blieb, wurden überwiegend so genannte Corporate PPAs abgeschlossen. Dabei handelt es sich um direkte Lieferverträge zwischen großen Erzeugern erneuerbarer Energien und großen Abnehmern aus Industrie und Dienstleistungsbereichen, die den Strom in ihren Betriebsstätten selbst verbrauchen. So schließen z.B. Betreiber von Rechenzentren und Serverfarmen wie Google, Microsoft oder Amazon derzeit vermehrt PPAs ab, um ihren CO2-Fußabdruck zu reduzieren. Stadtwerke hingegen spielen in diesem Umfeld bisher keine oder nur eine untergeordnete Rolle, da die Nachfrage ihrer Kunden nach PPAs häufig (noch) relativ gering ist. Bei Gewerbe- und Mittelstandskunden lag der Fokus in der Vergangenheit und insbesondere in den letzten Monaten eher auf Kostenreduktion und Versorgungssicherheit. Aspekte wie die Sicherstellung von „grünen“ Lieferverpflichtungen oder die Erfüllung eigener Nachhaltigkeitsziele, die den Bezug von Ökostrom aus der Region fördern würden, entfalten noch nicht die erhoffte Wirksamkeit. Zumal die PPAs aufgrund ihrer „grünen“ Eigenschaften in der Regel entsprechend teurer sind. Auf Seiten der Privatverbraucher steigt zwar seit Jahren die Nachfrage nach Ökostrom, aus welchen (regionalen) Quellen dieser stammt, ist bei vielen von nachgelagerter Bedeutung oder kann aufgrund der vielschichtigen Definition des Begriffs Ökostrom dem Kunden nicht angemessen vermittelt werden. Größere Industrieunternehmen sind häufig keine Stadtwerke-Kunden mehr bzw. nicht mehr auf diese angewiesen, sondern haben in den letzten Jahren eigene Energiebeschaffungseinheiten aufgebaut und beziehen teilweise schon über Corporate PPAs Energie direkt vom Erzeuger. Im Gegensatz zu anderen Ländern wie beispielsweise den USA spielen PPAs auch für Kommunen in Deutschland bislang eine untergeordnete Rolle. Alternative Finanzierungs- und Fördermöglichkeiten sowie fehlender Handlungsdruck und politscher Wille führen bislang zu einer geringen Relevanz von PPAs im kommunalen Umfeld. Auch auf der Erzeugerseite ist das Angebot an PPAs aus der Region derzeit häufig noch gering, da der Ausbau der erneuerbaren Energien in den letzten Jahren eher schleppend verlaufen ist und kaum neue PV- oder Windanlagen als potenzielle PPA-Quellen zur Verfügung stehen. Insbesondere beim Zubau der Windenergie, die aufgrund der hohen Leistungsgrößen besonders relevant für den PPA-Markt wären, befindet sich Deutschland in den letzten beiden Jahren auf einem geringen Zubau-Niveau von nur gut 2 GW. Dies entspricht etwa ein Drittel den Zubauzahlen von 2017[1]. Auch im Bereich der PV-Freiflächen – der zweiten zentralen Säule für PPAs – kam der Zubau in den letzten Jahren nur sehr schleppend voran.   Energiewende als Treiber Die Energiewende erfordert allerdings in den nächsten Jahren einen massiven Ausbau der erneuerbaren Energiekapazitäten. Insbesondere für Erneuerbare-Energien-Anlagen, die keiner staatlichen Einspeisevergütung unterliegen bzw. diese nicht in Anspruch nehmen wollen (um somit z.B. gewisse Ausschreibungspflichten zu umgehen), könnten PPAs verstärkt zum Einsatz kommen, da sie eine mittel- bis langfristige Finanzierung und Absicherung der Investitionskosten von Erneuerbare-Energien-Projekten ermöglichen. Unterstützt durch sinkende Investitionskosten für Solar- und Windkraftanlagen auf der einen sowie (vermeintlich) weiter steigenden Strompreisen auf der anderen Seite werden PPAs auf der Erzeugungsseite jedoch zunehmend interessant. Denn so lässt sich ein hohes Energiepreisniveau mittels PPAs zur Absicherung von Investitionsrisiken für geplante Anlagen nutzen, um die eigene Kreditwürdigkeit ggf. Kapitalgebern zu stärken. Bei Bestandsanlagen können die hohen Preise so für die nächsten Jahre gesichert werden. Auch das Anfang 2023 in Kraft getretene Lieferkettengesetz wird perspektivisch für eine steigende Nachfrage nach PPAs sorgen, vor allem bei mittelständischen Industrie- und Gewerbekunden, da es Unternehmen verpflichtet nachzuweisen, dass auch ihre Vorlieferanten in der Lieferkette nachhaltig agieren. Der „ökologische (und soziale) Fußabdruck“ eines Produktes und die nachhaltige Praxis des Unternehmens werden so transparent. Mittelständische Industrie- und Gewerbeunternehmen werden daher bei der Umsetzung ihrer Nachhaltigkeitsstrategien verstärkt nach verlässlichen und möglichst regionalen Bezugsquellen für Ökostrom suchen. Wenn sie ihre Erneuerbare Energie über PPAs beziehen, erfüllen sie sogar höhere Nachhaltigkeitsstandards, da sie damit grüne Energieanlagen ohne staatliche Subventionen realisieren können. Auf der anderen Seite wird durch die Sensibilisierung der Gesellschaft für Nachhaltigkeitsaspekte, aber auch durch Regulierungen wie das Lieferkettengesetz, eine langfristige grüne Beschaffung mit kalkulierbaren Preisen von zentraler Bedeutung sein. Dies schafft insbesondere bei B2B-Kunden ein Marktpotenzial, an dem auch Stadtwerke partizipieren können. So können sich Stadtwerke als grüner Partner und Anbieter regional gebundener Energieerzeugungsleistung positionieren und die Regionalität grüner Energie entsprechend als ihren USP vermarkten. Um zukünftig höchsten Nachhaltigkeitsanforderungen gerecht zu werden und entsprechende Gütesiegel zu erhalten, wird die Energiebeschaffung über PPA nach unserer Einschätzung zu einem wichtigen Kriterium. Auch Kommunen werden als PPA-Kunden zunehmend interessanter, denn auch sie haben Klimaschutzziele zu erreichen. Hohe Strombedarfe der Kommunen können über PPA teilweise gedeckt werden. Dafür brauchen sie aber regionale Partner, die nicht nur über Know How und Expertise verfügen, sondern auch über den nötigen Zugang zu Erneuerbarer Energie. Mittels PPAs können Kommunen den Ausbau regionaler Erneuerbaren Energie-Anlagen vorantreiben, vorbei an einer (weniger) attraktiven staatlichen EEG-Einspeisevergütung oder komplexen Förderprogrammen. Insbesondere für Kommunen ohne eigenes Stadtwerk ist diese Option interessant, da sie Erneuerbare Energie-Projekte nicht an ihr Stadtwerk „delegieren“ können. Die Abwicklung erfolgt stattdessen über Bürger-Energie-Genossenschaften (ggf. mit kommunaler Beteiligung). Implikation und Fragestellungen für Stadtwerke Auch wenn PPAs für Stadtwerke derzeit noch eine untergeordnete Rolle spielen, werden sie perspektivisch an Bedeutung gewinnen. Es ist also wichtig, dass sich Stadtwerke frühzeitig mit der Thematik beschäftigen. Dabei stehen drei zentrale Fragenblöcke im Vordergrund: Wo liegen in meinem Versorgungsgebiet überhaupt PPA-Potenziale auf Erzeugerseite? Welches Portfolio kann ich aufbauen und rentabel bewirtschaften? Größere Erzeugungsanlagen (sowohl Post-EEG als auch neue Anlagen) sind stark im Fokus des Wettbewerbs. Das macht es schwierig für Stadtwerke, hier konkurrenzfähig zu agieren. Der Fokus sollte deshalb primär im kleineren und mittleren Segment liegen, d.h. im Bereich von 1-10 MW Erzeugungsleistung. Allerdings ist hier die Marge je Kunde..

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Zukunft der Energie: Dezentralisierung und Solaranlagen als Schlüssel zur Kostenreduktion und Netzstabilität

Die Diskussion um den Ausbau von Solaranlagen und dessen Einfluss auf die Kosten der Stromnetze in Deutschland nimmt an Intensität zu. Einerseits hat Deutschland seine Ausbauziele für Photovoltaik übertroffen, was die Transformation zur nachhaltigen Energieversorgung vorantreibt. Andererseits führt der schnelle Zubau von Solaranlagen zu steigenden Kosten für die Stromnetze, was einige Kritiker dazu veranlasst, eine Begrenzung des Zubaus zu fordern​​. Ein interessanter Aspekt in dieser Debatte ist der Vorschlag zur Dezentralisierung der Stromnetze. Durch die Schaffung von dezentralen Stromspeicherlösungen und sogenannten Microgrids, also kleinen, autarken Stromnetzen, könnte eine höhere Unabhängigkeit von zentralisierten Stromquellen erreicht werden. Dies würde nicht nur die Zuverlässigkeit des Stromnetzes verbessern, sondern auch die Flexibilität im Verbrauch erhöhen, indem sich der Verbrauch flexibel an die Erzeugung anpasst. Virtuelle Kraftwerke, die aus einer Vielzahl von dezentralen Energieerzeugern und -speichern bestehen, könnten Schwankungen im Stromnetz ausgleichen und dadurch die Versorgungssicherheit erhöhen. Solche innovativen Ansätze können die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen reduzieren und gleichzeitig die Kosten für den Netzausbau senken, indem sie auf teure Übertragungsleitungen verzichten​​. Die Dezentralisierung des Strommarktes bietet auch die Chance, dass Bürgerinnen und Bürger selbst zu Energieproduzenten werden und somit die Demokratisierung der Energieversorgung vorantreiben. Die Verteilung der Energieproduktion auf viele kleine Einheiten kann erneuerbare Energien besser nutzen und die Abhängigkeit von zentralen Kraftwerken reduzieren. Zudem fördern dezentrale Netze die lokale Wertschöpfung und schaffen neue Arbeitsplätze in der Energiebranche​​. Diese Diskussion zeigt, dass die Frage nach der Begrenzung des Zubaus von Solaranlagen nicht isoliert betrachtet werden sollte. Vielmehr ist es wichtig, innovative Lösungen wie die Dezentralisierung der Stromnetze und die Nutzung intelligenter Energiemanagement-Systeme zu fördern, um die Energiewende effizient und kosteneffektiv zu gestalten. Die Dezentralisierung und der Einsatz moderner Technologien könnten Schlüssel zur Lösung der Herausforderungen sein, die mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien verbunden sind.

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Zwischen Technologie und Tradition: Deutschlands Ringen um den Abschied von fossilen Brennstoffen

Die Debatte über den verzögerten Ausstieg aus fossilen Energien in Deutschland spiegelt die Komplexität und die Herausforderungen wider, die mit der Transformation hin zu einer klimaneutralen Wirtschaft einhergehen. Einerseits zeigt die Diskussion auf der UN-Klimakonferenz in Dubai die globale Dringlichkeit, von Kohle, Öl und Gas wegzukommen, um die Klimakrise zu bekämpfen. 20 Staaten, darunter Frankreich und Spanien, haben sich für den Einstieg in den Ausstieg aus allen fossilen Brennstoffen ausgesprochen, eine Forderung, die Deutschland allerdings nicht mitgetragen hat​​. Andererseits verdeutlicht die innerdeutsche Debatte um die Carbon Capture and Storage (CCS)-Technologie die Spannungen innerhalb der Bundesregierung und zwischen den Koalitionspartnern. Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) hat Pläne vorgestellt, die die unterirdische Speicherung von CO2-Emissionen ermöglichen sollen, um industrielle Sektoren wie die Zement- und Kalkherstellung sowie die Abfallverbrennung klimaneutral zu gestalten. Diese Pläne sind jedoch auf breite Kritik gestoßen, insbesondere von Seiten der SPD, die fordert, dass solche Verfahren bei fossilen Kraftwerken ausgeschlossen werden sollten​​. Die Diskussion um CCS reflektiert die breitere Debatte über die Rolle von Technologien zur Emissionsreduktion und deren Potential, den Ausstieg aus fossilen Brennstoffen zu verzögern oder gar zu ersetzen. Während einige die CCS-Technologie als notwendigen Teil der Lösung sehen, um die unvermeidlichen Emissionen einiger Industrien aufzufangen, warnen Kritiker vor der Gefahr, dass diese Technologien als Ausrede genutzt werden könnten, um den notwendigen Umstieg auf erneuerbare Energien hinauszuzögern. Die Situation spiegelt die komplexe Balance wider, die zwischen dem unmittelbaren Bedarf an Emissionsreduktionen, dem Einsatz von Übergangstechnologien und der langfristigen Notwendigkeit einer vollständigen Abkehr von fossilen Brennstoffen gefunden werden muss. Es wird deutlich, dass ein umfassender und koordinierter Ansatz erforderlich ist, der sowohl innovative Technologien als auch den Ausbau erneuerbarer Energien umfasst, um die Ziele des Pariser Abkommens zu erreichen und eine nachhaltige, klimaneutrale Zukunft zu sichern.

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

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

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

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

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