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.

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.

Gerade erst bereitgestellt, sind neuen Fördermittel in Thüringen für Solaranlagen bereits vollständig gebunden. Das Energieministerium spricht von Rekordzeit, das Förderinstitut des Landes von Serverproblemen: Am Freitag, 2. April, hatte die Thüringer Aufbaubank das Antragsportal für das Förderprogramm Solar Invest im Internet freigeschaltet. Am Montag darauf schloss es wieder, nach dem zwischenzeitlich die Computer überlastet waren. Nach Angaben des Ministeriums gingen mehr als 3.500 Anträge bei der Bank ein. „In nur ganz wenigen Tagen ist die vom Parlament eingeräumte Summe für neue Anlagen bereits ausgeschöpft“, so Energieministerin Anja Siegesmund (Grüne). Im Landeshaushalt sind 10 Mio. Euro für das Förderprogramm bis Ende des Jahres veranschlagt. „So beeindruckend das Interesse ist, so bedauerlich ist, dass die Thüringer Aufbaubank ihr Solar Invest-Portal bereits schließen muss, um alle kompletten Anträge zu bearbeiten.“ Siegesmund will die Zahl der Solardächer bis zum Jahr 2025 auf 100.000 erhöhen. Davon ist das Land noch weit entfernt. Rund 38.500 PV-Anlagen zählte Thüringen Ende vergangenen Jahres. Die Ministerin appelliert an den Bund, „im Rahmen des Osterpaktes den PV-Ausbau schnell und stark zu fördern. Die Menschen wollen bei der Energiewende mitmachen“, so die Grünen-Politikerin. Seit dem Start von Solar Invest im Jahr 2016 sind laut Energieministerium mehr 5.000 Förderanträge bewilligt worden. Das Fördervolumen beziffert das Haus auf insgesamt rund 34,2 Mio. Euro. Die Zahl der PV-Anlage sei seit 2016 um 13.000, umgerechnet 50 %, gestiegen. Die installierte Leistung habe um 62 % auf gut 2.000 MW zugenommen. Solarenergie deckt demnach aktuell 16 % des Stromverbrauchs in Thüringen ab.

Im ersten vollen Monat des Ukrainekrieges haben sich mit den Graustrom-Spotpreisen auch die spezifischen Erlöse aus gefördertem Ökostrom fast verdoppelt. Eine beschleunigte Strompreisrallye hat im März sowohl den durchschnittlichen Spotpreis als auch die Marktwerte deutschen EEG-Grünstroms in etwa verdoppelt, teilweise auf Rekordniveaus. Aus der monatlich nachlaufenden Veröffentlichung der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) geht hervor, dass der nicht gewichtete Durchschnitt der Stundenpreise in der Day-ahead-Auktion gegenüber Februar von umgerechnet 128,80 auf 252,01 Euro pro MWh mehr als verdoppelt hat. Der März war der erste ganze Monat des Ukrainekrieges gewesen und war von entsprechender Nervosität an den Energiemärkten geprägt. Im Gefolge der Graustrom-Verteuerung auf Handelsebene verdoppelten sich auch die Marktwerte der Erneuerbaren beinahe. Solarstrom erwies sich dabei − wie immer im Winterhalbjahr − pro eingespeiste MWh als im Schnitt erlösträchtigste Technologie: Ihre durchschnittlichen Erlöse kletterten zeitgleich von 118,71 auf 207,12 Euro pro MWh. Nur im Dezember 2021 war der Marktwert PV mit 270,75 Euro pro MWh noch höher gewesen. Die hohen Erlöse erzielen die ÜNB mit der großen Masse der kleinen und mittleren PV-Anlagen bis 100 kW, die nicht der Direktvermarktung unterliegen, sowie größeren Anlagen, die zwar direktvermarktet (also nicht von den ÜNB vermarktet) werden, deren Betreiber aber Anspruch auf die Subvention “Marktprämie” haben. Diese füllt die Lücke zwischen garantiertem Abnahmepreis (“Anzulegender Wert”) und den Erlösen des jeweiligen Direktvermarkters. Da die Erlöse seit Dezember in aller Regel über der garantierten Höhe liegen, wird an die Direktvermarkter insoweit auch keine Marktprämie ausbezahlt. Die Mehrerlöse oberhalb des Garantiesatzes dürfen sie behalten. PV-Ausbeute so hoch wie noch nie in einem März Der März 2022 war der sonnenstromreichste März überhaupt in Deutschland: 5,71 Mrd. kWh wurden erzeugt. Im März 2020, dem bisherigen Rekordmonat, waren es noch 4,27 Mrd. kWh, im März 2016 erst 2,51 Mrd. kWh. In den Wintermonaten reicht die Menge allerdings bei Weitem nicht aus, damit sich das System selbst finanziert, und in den Sommermonaten ist sie so hoch, dass sie die Spotpreise zu den Erzeugungsstunden kannibalisiert. ​Und die Windkraft? Erstmals auf über 200 Euro pro MWh oder 20 Cent pro kWh kletterte im März geförderter Offshore-Windstrom: auf durchschnittlich 207,01 Euro pro MWh. Im Februar waren es noch 118,45 Euro gewesen. Knapp unter den 20 Cent blieb die subventionierte Windkraft an Land: Die ÜNB erlösten mit ihr in der Day-ahead-Auktion im Mittel 197,66 Euro pro MWh. Das ist ebenfalls fast das Doppelte der spezifischen Erlöse im Februar (108,25 Euro pro MWh). Was das bedeutet Das hohe Marktwert-Niveau seit Beginn der Strompreisrallye im September 2021 vermehrt das Plus im EEG-Umlagekonto. Die Erlöse der ÜNB mit den geförderten Grünstrommengen am Markt sind einer der Einnahmeposten auf diesem Konto. Gleichzeitig verringern hohe spezifische Erlöse den Ausgabeposten der EEG-Auszahlungen, da weitgehend die Ausschüttungen der Marktprämie überflüssig werden. Erstmals seit Oktober 2021 gab es im März − ungeachtet des sonst so hohen Preisniveaus − wieder einen Zeitraum, in dem sechs Stunden in Folge in der Day-ahead-Auktion negative Preise herrschten. Für diesen Zeitraum wird Direktvermarktern grundsätzlich keine Marktprämie ausbezahlt. Dies soll ein Anreiz dafür sein, in jenen Stunden nicht einzuspeisen. Die ÜNB haben die Marktwerte-Zeitreihen bis März 2022 auf ihrer gemeinsamen Transparenzseite veröffentlicht.   

Auf ein stabiles Geschäftsjahr 2021 blickt die Thüringer Energie AG (Teag) zurück. Die nächsten Jahre, so Vorstand Stefan Reindl, werden geprägt sein vom Umbau der Energieversorgung. Die Umsatzerlöse des Teag-Konzerns betrugen 2021 insgesamt 1,86 Mrd. Euro – ein leichter EEG-bedingter Rückgang um rund 68 Mio. Euro gegenüber dem Vorjahr. Der Konzern-Gewinn vor Steuern lag mit 102 Mio. Euro genau auf Vorjahresniveau. Auch umfangreiche Projekte in den Bereichen Erzeugung, Netze, Erneuerbare, Elektromobilität und Glasfaser hat der Versorger im vergangenen Jahr realisiert, wie es bei der Vorstellung der Bilanz hieß. “Die Teag-Gruppe konnte für das Geschäftsjahr 2021 – das zweite Jahr der Corona-Pandemie – erneut eine robuste Unternehmensentwicklung verzeichnen. Wir profitieren gerade in Krisenjahren von unserer breit aufgestellten Wertschöpfungskette, die wir in den neun Jahren als kommunales Unternehmen auf- und ausgebaut haben”, erklärte Vorstandssprecher Stefan Reindl in Erfurt. “Mit einem Vorsteuerergebnis von 102 Millionen Euro erreichen wir unser Ergebnisziel. Der Konzern-Jahresüberschuss liegt mit 68 Mio. Euro unter dem Vorjahr, bedingt durch Sondereffekte bei Steuern und Regulierung.” Als besonders wichtig führte Reindl an, dass alle Geschäftsfelder positiv zum Gesamtergebnis beitragen. Auch unter den Bedingungen der Corona-Pandemie und der seit Herbst 2021 extremen Entwicklung der Energiemärkte sei es gelungen, die langfristigen wirtschaftlichen Vorgaben zu erfüllen. Neue Geschäftsfelder entwickeln sich positiv Die Umsätze und Kundenzahlen in den neuen Geschäftsfeldern Telekommunikation, Wärme, Elektromobilität, Photovoltaik und Energiedienstleistungen sind durchwegs gestiegen. Die Umsetzung der geplanten Investitionen wurde im Geschäftsjahr 2021 ohne Einschnitte ausgeführt, teilte Teag weiter mit. Die Gesamtinvestitionssumme lag mit rund 188 Mio. Euro über dem Vorjahreswert von rund 165 Mio. Euro. Schwerpunkt der Aktivitäten war vor allem das Stromnetz mit Investitionen von mehr als 66 Mio. Euro. Die Zahl der Einspeiser von EEG-Strom beziehungsweise Öko-Strom ins Netz des Tochterunternehmens TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG hat im Geschäftsjahr 2021 mit fast 24.000 einen neuen Rekordwert erreicht. Das sind rund 1.500 EEG-Anlagen mehr als noch im Vorjahr. Aktuell ist damit im Netz eine Leistung von knapp 3.000 MW aus Anlagen zur Öko-Stromerzeugung installiert. Tendenz stark steigend. Weiter gewachsen ist 2021 auch das Ladenetz für Elektrofahrzeuge. So verfügte das öffentliche Ladenetz, das Teag und die Thüringer Stadtwerke gemeinsam betreiben, zum Jahresende über rund 1.000 öffentlich zugängliche Ladepunkte. Auch bei der Digitalisierung hat die Teag einen wichtigen Meilenstein erreicht: Nach nur 14 Monaten Bauzeit wurde im Thüringer Wald das leistungsfähigste Rechenzentrum des Freistaates in Betrieb genommen. Es handelt sich dabei um ein Gemeinschaftsprojekt mit der ebenfalls kommunalen Sachsen Energie AG. Wegen Ukraine Unsicherheit beim Ausblick auf 2022 “Sollte alles so laufen, wie wir es auch derzeit noch planen, sehen wir die Teag auch in 2022 mit einem stabilen Geschäftsergebnis und weiterem Wachstum in unseren Kerngeschäften”, betonte Reindl. “Doch aktuell sind die deutschland- und europaweiten Energiemärkte starker Volatilität und – als Reaktion auf den Krieg in Osteuropa – auch grundlegenden Veränderungen unterworfen. Viele energiepolitische Entscheidungen sind außen- und sicherheitspolitisch motiviert und aktuell liegt die Rolle der Energiewirtschaft darin, in diesem unruhigen Umfeld so weit wie möglich für eine stabile Energiebereitstellung zu sorgen.” Wenn Europa sich von Russland abwende, werde das den Umbau auch der deutschen Energieversorgung zur Folge haben: Den beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren und damit verbunden der Energienetze sowie den Umbau der Erdgasversorgung hin zum Wasserstoff. Für Teag bedeute das gewaltige Herausforderungen, steigende Investitionen und wachsenden Bedarf an hochqualifizierten Mitarbeitern. Zugleich, so der Vorstandssprecher, seien diese Herausforderungen aber auch eine Chance, denn man habe in den vergangenen Jahren die Weichen gestellt, um in diesen Bereichen zu agieren. Bilanzzahlen 2021 der Teag AG 2021 2020 Umsatz in Mio. Euro 1.859 1.927 Investitionen in Mio. Euro 188 165 Zahl der Mitarbeitenden 1.879 1.845 Quelle: Teag AG

In den ersten drei Monaten 2021 hat das Energieunternehmen Shell vier Tankstellen mit verflüssigtem Erdgas (LNG) in Deutschland installiert. Weitere sollen folgen.  „Seit Jahresbeginn wurden vier neue Shell LNG-Tankstellen an wichtigen Fernverkehrsrouten in Betrieb genommen“, teilte das Unternehmen mit. Die Anlagen befinden sie alle in der Nähe von Autobahnen: an den Ausfahrten Uffenheim (A7), Herzsprung (A24), Sittensen (A1) und Ramstein (A6/A62). In den kommenden Tagen soll die LNG-Anlage in Jettingen-Scheppach an der A8 folgen, heißt es weiter. Damit betreibt Shell nun hierzulande zwölf LNG-Anlagen an Tankstellen und Rasthöfen. Bis Ende des Jahres will das Unternehmen an rund 25 Standorten verflüssigtes Erdgas für den Schwerlastverkehr anbieten. Der auf bis zu minus 164 Grad Celsius heruntergekühlte Kraftstoff sorgt im Vergleich zu Diesel für rund 22 % weniger CO2-Emissionen. Shell will aber zunehmend Biomethan statt Methan aus Erdgaslagerstätten verflüssigen und anbieten. Dafür habe das Unternehmen jüngst die Antragsunterlagen für den Bau einer Gasverflüssigungsanlage in Köln eingereicht. „Die 100.000-Tonnen-Anlage soll ab 2023 CO2-neutrales LNG liefern, das mithilfe von Biomethan hergestellt wird“, so Shell. Dafür sei Ende 2020 ein Vertrag mit dem finnischen Technologiekonzern Wärtsilä unterzeichnet worden. 60 Shell-Stationen für LNG in Europa Der Schwerlastverkehr ist ein lukrativer Markt für Energieunternehmen. Bei 200.000 Sattelzugmaschinen hierzulande und einer Laufleistung von mehr als einer Million Kilometern gibt es durchaus ein Nachfragepotenzial nach LNG. Vor diesem Hintergrund soll das LNG-Tankstellennetz von Shell bis 2023 bundesweit auf 40 Stationen ausgebaut werden und der Transport des Kraftstoffs dorthin mit eigenen LNG-betriebenen Fahrzeugen erfolgen. Shell will von Spanien bis Polen einen Korridor mit LNG-Tankstellen ziehen, um damit dem Henne-Ein-Problem bei LNG zuvorzukommen. „Mit der Shell-Tankkarte kann man mittlerweile an 60 Stationen in Europa tanken“, sagte Jochen Momberger, Business-Development-Manager von Shell jüngst im Rahmen der Online-Konferenz. Die Internetseite der Deutschen Energie-Agentur listet aktuell über 50 öffentliche LNG-Tankstellen, die in Deutschland in Betrieb sind, auf.

Die Beratungs- und Wirtschaftsprüfungsgesellschaft PwC hat im Rahmen einer Studie grundzuständige Messstellenbetreiber zum Stand des Smart Meter Rollout befragt. Laut Pricewaterhouse Coopers (PwC) hat knapp die Hälfte der grundzuständigen Messstellenbetreiber mit Einbau intelligenter Messsysteme begonnen. Die gesetzliche Grundlage dafür ist das Messtellenbetriebsgesetz. Dieses schreibt vor, dass bestimmten Gruppen von Erzeugern und Verbrauchern, gestaffelt nach den jeweiligen Energiemengen, verpflichtend sogenannte intelligente Messsysteme nutzen müssen. Für die Rolle des grundzuständigen Messstellenbetreibers, der die Einbauverpflichtung umsetzen muss, hat der Gesetzgeber grundsätzlich den örtlichen Verteilnetzbetreiber vorgesehen. Bei den gesetzlich definierten intelligenten Messsystemen handelt es sich um einen elektronischen Zähler mit einem vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zertifizierten Smart Meter Gateway als Kommunikationseinheit. Den Rollout intelligenter Messsysteme haben 49 % dieser Unternehmen gestartet und 46 % befinden sich noch in der Rollout-Vorbereitung. Bei ihnen kann es nach den Erkenntnissen der Studien-Autoren noch drei bis neun Monate bis zum Start dauern. Gefahr, die Grundzuständigkeit zu verlieren Nach aktueller Rechtslage müssen die grundzuständigen Messstellenbetreiber allerdings bis Februar 2023 die ersten 10 % ihrer Pflichteinbaufälle abgearbeitet haben. Wer diesen Wert nicht erreicht, läuft Gefahr, die Grundzuständigkeit zu verlieren. Nach Angaben von PwC geht es dabei um 13 % der Messstellenbetreiber. Immerhin 8 % gehen schon jetzt davon aus, dass sie die Quote gar nicht schaffen werden. Dagegen gaben 70 % an, eine Rollout-Quote zwischen 10 und 15 % anzustreben, und 17 % wollen bis 2023 sogar mehr als 15 % ihrer Pflichteinbaufälle bewältigen. Nach Angaben von PwC haben sich 79 Unternehmen unterschiedlicher Größe an der Umfrage im Januar und Februar 2022 beteiligt. Sie repräsentieren insgesamt 55 % der Messlokationen in Deutschland (29 Mio. Messlokationen). Von den Unternehmen, die bereits den Rollout gestartet haben, haben 69 % zwei der sogenannten Tarifanwendungsfälle (TAF) auch produktiv umgesetzt. Es handelt sich dabei um TAF 1 (datensparsame Tarife) und TAF 7 (Zählerstandsgangmessung). Grundzuständige Messstellenbetreiber müssen sich beim Entgelt für den Messstellenbetrieb an eine gesetzlich definierte Preisobergrenze halten. Die Umfrage von PwC ergab, dass 84 % der befragten Unternehmen die Wirtschaftlichkeit ihrer Tätigkeit gerade im Hinblick auf diese Deckelung als größte Herausforderung ansehen. Danach folgen technische Aspekte, wie die Sicherstellung der Funk-Anbindung der Geräte oder die Anbindung an das jeweilige ERP-System des Kunden. Eine Zusammenfassung der Studie “Umsetzungsstand und Herausforderungen beim Rollout von intelligenten Messsystemen”    kann auf der Internetseite von PwC angefordert werden.

Im Rückblick aufs erste Quartal ist der deutsche Mittelstand zwar positiv gestimmt. Doch für die Zukunft ist er verunsichert. Dies zeigt sich auch in seinem Energiebezug. 58 % der mittelständischen Unternehmen sichern ihren Energiebezug mittelfristig über ein bis drei Jahre ab. 12 % bevorzugen eine kurzfristige Beschaffung der Energie von unter einem Monat. Lediglich 2 % der Mittelständler beziehen Energie langfristig in Verträgen, die länger als drei Jahre laufen. Zu diesen Ergebnissen kommt eine Konjunkturumfrage des Mittelstandsverbundes (ZGV). An der Befragung teilgenommen haben laut dem Verein 42.0000 Unternehmen aus 18 Branchen, darunter Küchen und Möbel, Konsumelektronik, Schuhe und Textil, das Bauhandwerk sowie Lebensmittel und Getränke. 67 % der Befragten gaben an, die Energie über einen Versorger zu bekommen. 12 % beziehen ihre Energie über einen Direktvertrag − etwa über den Handel an der Börse. Nur rund 2 % der Unternehmen produzieren ihre Energie selbst. Angesichts der hohen Importabhängigkeit von Gas alarmierend: Mit mehr als 47 % nutzt die Mehrheit der Mittelständler vorrangig Erdgas als Brennstoff. Mehr als ein Viertel greift vorrangig auf Strom zurück, gefolgt von Öl, das rund 16 % hauptsächlich nutzen. Die Bezugsquelle zu ändern, das ziehen die meisten (61 %) trotz dem Ukrainekrieg nicht in Betracht. Nur rund 12 % können sich dies gegenwärtig vorstellen, so der ZGV. Energieeffizienz wichtiger denn je Ludwig Veltmann appelliert: “Die beste Energie ist die, die man gar nicht erst verbraucht. Energieeffizienz lohnt sich also gerade jetzt.” Im Schulterschluss zwischen Politik und Mittelstand muss nach Auffassung des ZGV- Hauptgeschäftsführers alles darangesetzt werden, die Energieversorgung nicht zu einem existenzbedrohenden Engpass werden zu lassen. Veltmann: “Gerade jetzt kommt es darauf an, noch mehr Tempo in Energieeffizienzmaßnahmen zu legen. Nur mit einem starken Mittelstand lässt sich die Leistungskraft der Wirtschaft und die Krisenresistenz nachhaltig und stabil erhalten.” Bei den Mittelständlern scheint es in Sachen Energieeffizienz bereits Einsicht zu geben: Über 54 % der Unternehmen beabsichtigt aufgrund der aktuellen Lage entsprechende Maßnahmen. Rund 32 % planen dies laut der Umfrage nicht. Zum hierzu notwendigen Personal: Knapp 44 % sehen sich gut aufgestellt, um Prozesse energieeffizienter zu machen. Rund 39 % der Unternehmen melden hier Bedarf nach Unterstützung an. Als weiteres Ergebnis seiner Befragung konstatiert der ZGV eine gute Stimmung im Mittelstand − zumindest im Rückblick auf das erste Quartal. So bewerten 40 % ihre wirtschaftliche Situation für die ersten drei Monate des Jahres als befriedigend, was im Vergleich zum Schlussquartal 2021 ein Plus von 8 Punkten ausmacht. “Wirtschaftlich gut” ging es laut der Konjunkturbefragung etwas mehr als der Hälfte. Gleichzeitig sank die Zahl derer, die noch im vergangenen Quartal ihre Wirtschaftslage als schlecht bezeichnet haben − von 11 % auf unter 4 %. Anlass dazu mag ihnen der Blick auf die Umsatzzahlen geben: Mehr als drei von vier Unternehmen meldeten für die ersten drei Monate des Jahres eine Umsatzsteigerung, während nur 1,8 % über Erlösrückgänge berichteten. Verhaltener zeigen sich die Mittelständler beim Blick für das laufende Jahr: Mit einem Umsatzplus rechnen rund 40 %, 37 % gehen von Stabilität aus und 19 % von Mindererlösen.

Bundesverkehrsminister Volker Wissing (FDP) hat weitere Förderbescheide für die Beschaffung klimafreundlicher Busse überreicht. Der Fördertopf sprudelt: Acht Verkehrsbetriebe haben jetzt Geld zur Beschaffung von klimafreundlichen Bussen erhalten. Bundesverkehrsminister Volker Wissing übergab die entsprechende Bescheide. Wie das Ministerium mitteilt, fließen die Fördermittel an folgende Unternehmen: KVG Kieler Verkehrsgesellschaft für 50 Batteriebusse Stadtwerke München für 71 Batteriebusse Transdev Berlin für 325 Batteriebusse, 40 Brennstoffzellenbusse, 110 Biomethanbusse Bremer Straßenbahn für 50 Batteriebusse Stadt Esslingen für 51 Batterie-Oberleitungsbusse Aero Ground Flughafen München GmbH für 72 Batteriebusse Berliner Verkehrsbetriebe für 350 Batteriebusse Regionalverkehr Köln GmbH für 108 Brennstoffzellenbusse Ingesamt 600 Millionen Euro Ingesamt handelt es sich laut Ministerium um Förderbescheide in Höhe von rund 600 Millionen Euro. Rund 1.700 Busse sollen auf der Basis der „Richtlinie zur Förderung alternativer Antriebe von Bussen im Personenverkehr“ von den Verkehrsunternehmen beschafft beschafft werden. 1.400 davon sind Batteriebusse. Dazu kommen 150 Brennstoffzellen-, 50 Oberleitungs- und 100 Gas-Busse. Gefördert wird auch die dazugehörige Wartungs- und Ladeinfrastruktur. „Unser Ziel ist, dass 50 Prozent der Stadtbusse bis 2030 mit alternativen, klimafreundlichen Antrieben unterwegs sind“, sagte Wissing am 8. April. „Es freut mich, dass die Verkehrsunternehmen diese große Herausforderung gemeinsam mit uns angehen.“ Eine Woche zuvor hatten bereits die Hamburger Hochbahn und Verkehrsbetriebe Hamburg-Holstein Förderbescheide bekommen. Die aktuellen Bescheide bilden den Auftakt der Bearbeitung des ersten Aufrufs aus dem vergangenen Jahr, heißt es. Weitere Anträge seien in der Bearbeitung. Der zweite Förderaufruf befinde sich in Planung und soll noch im zweiten Quartal 2022 veröffentlicht werden. Bis 2024 stehen nach Angaben des Ministeriums Mittel in Höhe von rund 1,25 Mrd. Euro zur Verfügung, ergänzende Mittel seien für 2025 vorgesehen. Der Bund übernimmt bis zu 80 % der Mehrkosten, die im Vergleich zu konventionellen Bussen entstehen.

Mit mehreren Maßnahmen will die Bundesregierung die Bürgerbeteiligung am Ausbau erneuerbarer Energieanlagen fördern. Sie sind im Osterpaket des Bundeswirtschaftsministeriums enthalten. Laut Koalitionsvertrag will die Ampelregierung mehr Akteursvielfalt für die Energiewende. Auch für die höhere Akzeptanz von Windturbinen und Photovoltaik(PV)-Modulen sollen daher lokal agierende Bürgerenergiegesellschaften bessere Bedingungen bekommen. Der Staatsekretär im Bundeswirtschaftsministerium (BMWK), Sven Giegold, erklärte: „In unserem Osterpaket haben wir Bürgerenergiegesellschaften von Ausschreibungsverpflichtungen bei kleineren und mittleren Wind- und PV-Projekten ausgenommen.“ Das sei im Rahmen der EU-Beihilferegeln möglich. Zudem würden Bürgerwindprojekte mit einer Förderung von den hohen Planungskosten entlastet. „Nur erfolgreiche Projekte zahlen die Zuschüsse an den Staat zurück“, erläuterte Giegold. Gefördert werden die Kosten für die Planungs- und Genehmigungsphase von Windenergieanlagen an Land. Zu den förderfähigen Maßnahmen gehören alle Maßnahmen der Vorplanung eines Projektes. Dazu gehören Machbarkeitsstudien, Standortanalysen und Wirtschaftlichkeitsberechnungen sowie weitere notwendige Gutachten, die zur Realisierung der Windenergieanlagen beitragen. Bis 200.000 Euro für Projektplanung Das Förderprogramm richtet sich an Bürgerenergiegesellschaften, wie sie Paragraf 3 Nummer 15 EEG 2023 definiert. Zur Vermeidung von Strohmann-Konstrukten, wie es sie vor einigen Jahren gab, sind das Gesellschaften, die aus mindestens zehn natürlichen Personen als stimmberechtigten Mitgliedern oder stimmberechtigten Anteilseignern bestehen, bei denen mindestens 51 % der Stimmrechte bei natürlichen Personen liegen, die seit mindestens einem Jahr vor der Gebotsabgabe ihren gemeldeten Hauptwohnsitz im Standort-Landkreis oder -Stadtkreis laut Gebot. Bei den Gesellschaften darf zudem kein Mitglied oder Anteilseigner mehr als 10 % der Stimmrechte halten. Das gilt auch für juristische Personen oder Personengesellschaften. Das Projekt darf höchstens sechs Windenergieanlagen an Land mit einer zu installierenden Leistung von insgesamt nicht mehr als 18 MW umfassen. Die geplante Förderhöhe beträgt bis zu 70 % der Kosten für die Planung und Genehmigung von Windenergieprojekten, jedoch maximal 200.000 Euro als Förderhöchstgrenze nach der De-minimis-Verordnung innerhalb von drei Steuerjahren. Der Zuschuss ist laut Gesetzentwurf verpflichtend rückzahlbar, wenn eine EEG-Förderung registriert wurde oder wenn ein Zuschlag in einem EEG-Ausschreibungsverfahren erteilt wurde. Der Gesetzentwurf geht im Mai in den Bundestag und könnte im Juni auch den Bundesrat passieren. In diesem Fall soll die Förderrichtlinie im dritten Quartal 2022 starten.

Hohe bürokratische Hürden behindern den Ausbau der Ladeinfrastruktur für E-Autos. Das beklagt der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Die Bundesregierung, so der BDEW in einer Verbandsmitteilung, habe in den vergangenen Jahren verschiedene Förderprogramme aufgestellt, mit denen sie den Hochlauf der Ladeinfrastruktur unterstützen möchte. Leider seien jedoch die bürokratischen Hürden so hoch, dass die beantragten und bewilligten Mittel am Ende oft nicht von den Unternehmen abgerufen werden können. So habe eine Auswertung gezeigt, dass lediglich 12 % der Mittel tatsächlich abgerufen werden. Der BDEW, in dem die meisten Ladesäulenbetreiber vertreten sind, hat das zum Anlass genommen, den geringen Mittelabfluss und die Effektivität der Förderprogramme zu analysieren. “Die Bundesförderprogramme sind ein wichtiger Baustein, um den Ladeinfrastrukturausbau zu unterstützen”, betonte Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung. Die Förderverfahren für öffentliche Ladeinfrastruktur seien aber zu kompliziert und zu langwierig. Sie verursachten bei den Antragsstellern einen großen bürokratischen Aufwand. Aus diesem Grund würden die Mittel kaum abgerufen. Andreae forderte “kluge und pragmatische Lösungen, die eine einfache und schnelle Förderung ermöglichen”. Diese müsse zudem für alle Marktteilnehmer offen sein. Das KfW-Programm für private Ladeinfrastruktur habe vorgemacht, wie das gehen kann. Klar müsse aber auch sein, dass sich Ladeinfrastruktur perspektivisch über ihre Auslastung selber tragen soll. Nur ein Ladevorgang pro Tag, so wie das heute der Fall sei, werde da sicher nicht reichen. Das bedeutet nach Andreaes Worten aber auch, dass es deutlich mehr Elektrofahrzeuge braucht, um die Ladeinfrastruktur wirtschaftlich auszulasten. Um die bestehende Förderung zu verschlanken und effektiver zu gestalten, sollten beispielsweise die einzureichenden Anlagen vereinfacht und reduziert werden. Fristen sollten so angepasst werden, dass eine realistische Zeitabfolge der Prozessschritte möglich wird. Zudem würde eine einheitliche und vollständige Digitalisierung vieles erleichtern. Deutlich effizienter und zielgerichteter wäre, so der BDEW, allerdings eine Neukonzipierung des aktuellen Fördersystems. Mit standardisierten Sätzen, einer Antragstellung nach Inbetriebnahme und einer gesonderten Förderung des Netzanschlusses könnte die Bundesregierung den Ausbau der öffentlichen Ladeinfrastruktur massiv vorantreiben.

Das Leipziger Gasunternehmen VNG erweitert über einen Kreditvertrag mit der staatlichen KfW-Bank seinen finanziellen Spielraum. Die VNG hat am 5. April mit der KfW einen Kreditvertrag mit einer Laufzeit bis zum April 2023 geschlossen. “Zusammen mit der Erweiterung des bestehenden Kreditrahmens mit ihrem Hauptaktionär EnBW konnte VNG seinen zur Verfügung stehenden Finanzierungsrahmen um 1 Mrd. Euro erhöhen”, teilt die VNG mit. Allerdings weist das Unternehmen darauf hin, dass es das Geld in der aktuellen Situation nicht benötigt. Es “handelt es sich um eine reine Vorsorgemaßnahme für potenzielle Extremszenarien”, wird Vorstands-Mitglied Bodo Rodestock zitiert. Rodestock kündigte den Abschluss des erweiterten Kreditvertrags bei der VNG-Bilanzpressekonferenz bereits an (wir berichteten). Die Leipziger Tochter des baden-württembergischen Energieriesen EnBW will damit den Ausfall russischer Gaslieferungen absichern – etwa im Falle eines Embargos seitens der EU oder durch Russland selbst. Bislang sei das Unternehmen in der Lage, seinen Liquiditätsbedarf “aus einer soliden Finanzlage heraus problemlos zu erfüllen”. Es musste bislang nicht auf sogenannte Back-up-Kreditlinien zurückgreifen. Mit der Zusage von weiteren möglichen Krediten von KfW und EnBW bereite sich das Unternehme vor. Es haben als Betreiber von kritischer Infrastruktur “einen gesellschaftlichen und politischen Auftrag, Versorgungssicherheit in diesem Land zu gewährleisten und unsere Kunden zuverlässig mit Gas zu beliefern.” Allerdings sei nicht völlig auszuschließen, dass sich in kurzer Zeit erneut Entwicklungen ergeben, die zu noch größeren Preisverwerfungen führen und “die aktuell komfortable Finanzsituation der VNG herausfordern”. Die VNG ist nicht das einzige Unternehmen, das bei der staatlichen KfW-Bank um mögliche Kredite angefragt hat. Auch das Düsseldorfer Energieunternehmen Uniper hatte eine Kreditlinie über 11,8 Mrd. Euro bei der KfW angefordert. Beide Unternehmen importieren in großem Stil Erdgas nach Europa.

Während zwei Minister der Grünen die am 2. Februar verkündete Taxonomie der EU-Kommission für Kernkraft ablehnen, begrüßte sie FDP-Finanzminister Christian Lindner für Gaskraftwerke. Die Europäische Kommission hat am 2. Februar den sogenannten ergänzenden delegierten Rechtsakt zur Aufnahme von Atomkraft und Erdgas in die Taxonomie für nachhaltige Wirtschaftsaktivitäten erlassen. Bundeswirtschafts- und Klimaschutzminister Robert Habeck (Grüne) betonte seine Ablehnung der Aufnahme von Kernkraft in die Taxonomie. “Atomenergie ist risikobehaftet und teuer, das konterkariert das gute Konzept der Taxonomie und läuft ihren Zielen zuwider”, kommentierte er. Auch Bundesumwelt- und Verbraucherschutzministerin Steffi Lemke (Grüne) äußerte sich kritisch. Dagegen begrüßte Finanzminister Christian Lindner (FDP) die EU-Taxonomie für Gaskraftwerke. Er setzt auf private Investitionen in Gaskraftwerke, weil “Subventionen aus Mitteln der Steuerzahler nur begrenzt zur Verfügung stehen”. Die Bundesregierung habe sich deshalb intensiv für die Einstufung neuer Gaskraftwerke als nachhaltig eingesetzt, sagte Lindner. Der stellvertretende FDP-Fraktionsvorsitzende Lukas Köhler sagte: “Die Einstufung von Gas als Brückentechnologie in der Taxonomie ist grundsätzlich die richtige Entscheidung, um ehrgeizigen Klimaschutz mit einer sicheren Energieversorgung zu verbinden.” Gaskraftwerke als Brücke Ohne massive Investitionen in neue Gaskraftwerke wäre der Kohleausstieg in Deutschland nicht nur 2030, sondern auch weit darüber hinaus völlig unrealistisch, unterstrich der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW). Präsident Gerald Linke sagte, dass ohne neue Gaskraftwerke eine zum heutigen Zeitpunkt riesige Bedarfslücke von bis zu 5.000 MW entstünde. Die Gaswirtschaft sei bestrebt, diese perspektivisch mit erneuerbaren Energien und insbesondere Wasserstoff zu schließen, versicherte er. Die sogenannte Taxonomie der EU ist eine Art Kompass für nachhaltige Finanzen. Sie soll Bürger und Anleger dazu bringen, in klimafreundliche Technologien zu investieren. Der Rechtsakt sieht vor, dass Investitionen in neue Gaskraftwerke bis 2030 als nachhaltig gelten, wenn sie Kraftwerke mit mehr Treibhausgasausstoß wie Kohle ersetzen und bis 2035 komplett mit klimafreundlicheren Gasen wie Wasserstoff betrieben werden. Die Grenzwerte für neue Gaskraftwerke seien weiterhin sehr ambitioniert, erklärte FDP-Politiker Köhler dazu. Die FDP-Fraktion hatte sich in der Ampel-Koalition dafür eingesetzt, dass die EU die Beimischung klimafreundlicher Gase nicht schon ab 2026 vorschreibt. Bundesregierung will weiter gegen Kernkraft-Taxonomie vorgehen Ministerin Lemke und Minister Habeck erklärten weiter, die Bundesregierung werde jetzt beraten, wie sie mit dem Beschuss der EU-Kommission umgehe. Sie hatten schon im Januar deutlich gemacht, dass aus ihrer Sicht Deutschland den ergänzenden delegierten Rechtsakt ablehnen sollte, falls er in wesentlichen Punkten unverändert bleiben. Robert Habeck sagte: “Die für uns notwendigen Veränderungen sehen wir nicht.” Ministerin Lemke ergänzte: “Wir brauchen einen glaubwürdigen Nachhaltigkeitsstandard für die Finanzmärkte, der Greenwashing effektiv verhindert und die nötigen Investitionen dorthin lenkt, wo wir diese so dringend brauchen.” Vor allem Frankreich hatte darauf gedrängt, Investitionen in Kernkraft als nachhaltig einzustufen, da es 80 % seines Stroms daraus erzeugt. Ausbau erneuerbarer Energie als Ausweg Nachhaltig seien der rasche Ausbau der erneuerbaren Energien und die Energiewende. “Daher werden wir uns auch dafür einsetzen, dass der Standard für europäische grüne Anleihen, der gerade auf EU-Ebene verhandelt wird, Atomkraft ausschließt”, versprach Lemke. Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) kommentierte: “Weder Atomkraft noch fossile Erdgaskraftwerke sind nachhaltig.” BEE-Präsidentin Simone Peter verwies darauf, dass nur erneuerbare Energien günstige Strompreise garantierten. “Hier jetzt ein falsches Signal an die Finanzmärkte zu senden, verkennt die Zeichen der Zeit, in klimafreundliche und saubere Technologien zu investieren,” warnte Peter.

Beim Kölner Motorenhersteller Deutz gibt es einen abrupten Wechsel im Vorstand. Sebastian C. Schulte, bisher Finanzvorstand und Arbeitsdirektor, übernimmt ab sofort den Vorstandsvorsitz, teilte Deutz am 12. Februar mit. Seine bisherigen Verantwortungsbereiche wird er interimsweise weiterführen. Der bisherige Vorstandsvorsitzende Frank Hiller wurde vom Aufsichtsrat aus dem Vorstand abberufen. Er scheide mit sofortiger Wirkung aus dem Vorstand aus. Gründe nannte das Unternehmen nicht. Schulte ist seit Januar 2021 Mitglied des Deutz-Vorstands und dort bisher als Finanzvorstand und Arbeitsdirektor für die Ressorts Finanzen, Personal, Einkauf und Information Services verantwortlich. Schulte bringt laut dem Aufsichtsrat in seiner Mitteilung die Kompetenzen mit, die in der nächsten Phase der Unternehmensentwicklung benötigt werden: die profitable Transformation des Konzerns hin zu einem führenden Anbieter klimaneutraler Mobilitätslösungen für den Off-Highway-Bereich. Der Motorenspezialist bietet eine Produktpalette im Leistungsbereich bis 620 kW an, die unter anderem in Bau- und Landmaschinen, Material-Handling-Anwendungen, stationären Anlagen sowie Nutz- und Schienenfahrzeugen zum Einsatz kommen. Der Aufsichtsrat hat zudem beschlossen, wieder eine Frau in den Vorstand zu berufen. Ein entsprechender Prozess dazu sei bereits aufgesetzt. Damit soll das Führungsgremium künftig wieder aus vier Personen bestehen, so Deutz in seiner Mitteilung weiter.