Leitet weitere fünf Jahre die Geschicke der Stadtwerke Kiel: Frank Meier. Bild: © Stadtwerke Kiel

Frank Meier bleibt an Bord: Kiel setzt auf Kontinuität, Klimaziele und klare Kante in der Energiezukunft

on 7. April 2025by in Personal

Manche Entscheidungen treffen genau ins Schwarze – weil sie Verlässlichkeit schaffen, Strategien bestätigen und die nötige Ruhe in bewegten Zeiten bewahren. Genau das ist dem Aufsichtsrat der Stadtwerke Kiel gelungen, als er die Vertragsverlängerung von Vorstandschef Frank Meier um weitere fünf Jahre beschloss. Und das ist weit mehr als eine Personalie – das ist ein starkes Statement für Kontinuität in der Transformation. Wer ist Frank Meier – und was macht ihn so unverzichtbar? Frank Meier, 59 Jahre, Wirtschaftsingenieur – und seit über einem Jahrzehnt der Kopf hinter der Erfolgsstrategie der Stadtwerke Kiel AG. Seit Ende 2012 steht er an der Spitze des kommunalen Energieversorgers – und hat das Unternehmen konsequent in Richtung Klimaneutralität, Innovationsfähigkeit und Kundenorientierung ausgerichtet. Er gilt als ruhiger Stratege, klar in der Kommunikation, scharf im Denken. Gemeinsam mit Dr. Jörg Teupen, seinem Vorstandskollegen für Technik und Personal, hat Meier in Kiel ein echtes Energie-Leuchtturmprojekt geformt: regional verwurzelt, technologisch führend – und politisch hellwach. Warum ist die Vertragsverlängerung ein starkes Zeichen? Der Schritt des Aufsichtsrats ist mehr als Routine. Es ist ein Bekenntnis zur bisherigen Strategie, zur Vision von Klimaneutralität bis spätestens 2040 – und zu einer Führung, die weiß, wohin die Reise geht. Dr. Georg Müller, Aufsichtsratsvorsitzender und Chef des Hauptaktionärs MVV aus Mannheim, bringt es auf den Punkt: Meier habe maßgeblich dazu beigetragen, die Stadtwerke Kiel als führendes Energieunternehmen im Norden Deutschlands zu etablieren. Und das in einer Zeit, in der die Energiebranche in ganz Europa unter Dauerstress steht – von Krisenpreisen über Gasmangel bis zur Wärmewende. Kiel als Energie-Hotspot: Mehr als nur ein Versorger Die Stadtwerke Kiel sind nicht irgendein kommunaler Player – sie sind ein zentraler Baustein der Energiezukunft in Schleswig-Holstein. Mit rund 190 MW Leistung im Küstenkraftwerk und einem cleveren Mix aus Strom, Fernwärme, Gas und Wasser versorgen sie Tausende Haushalte und Betriebe – und das zunehmend dekarbonisiert, digitalisiert und demokratisiert. Besonders hervorzuheben ist das Küstenkraftwerk Kiel – ein hochmodernes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk mit Kraft-Wärme-Kopplung, das Strom und Wärme effizient und klimaschonend erzeugt. Es ist nicht nur technologisches Aushängeschild, sondern strategischer Eckpfeiler für die Wärmewende im Norden. Meiers Erfolgsformel: Klarer Kurs statt Aktionismus Was Meier auszeichnet, ist konsequentes Handeln statt kurzfristiger Aktionismus. Seine Führung orientiert sich an drei großen Leitplanken: Wirtschaftlichkeit: Investitionen müssen sich rechnen – heute und morgen. Kundenorientierung: Digitalisierung, Service und Nähe zur Region stehen im Mittelpunkt. Klimaziele: Die Energieversorgung von Kiel soll Stück für Stück klimaneutral werden. Diese Trilogie der Verantwortung wirkt – und sie erklärt, warum die Stadtwerke Kiel auch in Zeiten explodierender Energiepreise stabil, investitionsfähig und zukunftsfit geblieben sind. Klimaneutralität bis 2040 – geht das? Ja – und Meier will diesen Weg weitergehen. Die Stadtwerke setzen auf eine mehrstufige Dekarbonisierungsstrategie. Sie umfasst: Umbau der Wärmeerzeugung, weg von fossilen Quellen. Integration erneuerbarer Energien in Strom- und Wärmenetze. Speicherlösungen und Sektorenkopplung, um Überschüsse intelligent zu nutzen. Effizienzmaßnahmen in bestehenden Netzen und Anlagen. Kundenlösungen wie Mieterstrommodelle, Wärmepumpenförderung oder Solarpakete. Das Ziel ist klar: Klimaneutrale Versorgung ohne Komfortverlust.

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Stromnetze am Limit: Warum wir die Finanzierung jetzt neu denken müssen – bevor die Energiewende scheitert

on 1. April 2025by in Finanzen

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.

Weltrekord bei Erneuerbaren: Warum 2024 ein Meilenstein für die Energiewende war – und was jetzt zählt

on 1. April 2025by in Finanzen, Technik

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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BBH steigt in Planung von Energieanlagen ein 

on 1. April 2025by in Technik, Vertrieb

Die BBH-Gruppe gründet zum 1. April 2025 die BBH Engineering GmbH in Berlin. Sie will darüber Planungsleistungen im Bereich Energie und Infrastruktur anbieten. Zum 1. April 2025 erweitert die BBH-Gruppe mit Sitz in Berlin ihr Leistungsspektrum: Mit der Gründung der „BBH Engineering GmbH“ − kurz BBHE − steigt der Unternehmensverbund erstmals in die technische Planung von Energie- und Infrastrukturprojekten ein. Das neue Tochterunternehmen wird sich auf Planungs- und Ingenieurdienstleistungen für die Energie- und Wasserversorgung, Abfallbehandlung sowie Industrie- und Gewerbebauten konzentrieren. Laut BBH verfolgt die neue Einheit das Ziel, kommunale und gewerbliche Vorhaben technisch und planerisch zu begleiten – von der ersten Idee bis zur Realisierung. Der Fokus liegt auf Anlagensystemen für Energie- und Klimalösungen. Das Leistungsportfolio umfasst sämtliche Planungsphasen von der ersten Konzeptidee über die Entwurfs- und Genehmigungsplanung bis zur Bauüberwachung gemäß der sogenannten „Honorarordnung für Architekten und Ingenieure“ (HOAI, Leistungsphasen 1 bis 8). Ergänzend werden Leistungen in Netzplanung, Baukörperentwicklung und Tiefbau angeboten. Damit will das Unternehmen integrierte Standort- und Quartiersentwicklung ermöglichen. Zielgruppen aus kommunalem und gewerblichem Umfeld Zu den potenziellen Auftraggebern zählen laut BBH vor allem Kommunen, Energiegenossenschaften, Stadtwerke, Energieversorger sowie Wohnungsunternehmen. Das Startteam der BBHE besteht eigenen Angaben nach zu Beginn aus acht Mitarbeitenden. Dazu zählen Elektroingenieure, Fachkräfte für Technische Gebäudeausrüstung − kurz TGA −, Wirtschaftsingenieure, Bauingenieure und technische Zeichner. Bis Ende dieses Jahres soll das Team auf 15 bis 20 Personen anwachsen, wie BBH erklärt. Die Geschäftsführung soll ein Trio übernehmen: Helmut Bangert und Marco Ohme bringen beide langjährige Erfahrung aus der Viessmann Group mit, insbesondere im Bereich multivalenter Energie- und Klimalösungen. Ergänzend kommt Marcel Malcher dazu, der dem Vorstand der BBH Consulting AG (BBHC) angehört und zugleich Partner der BBH-Gruppe ist. Erweiterung der Wertschöpfungstiefe Malcher betont, dass die neue Gesellschaft das bestehende Beratungsangebot sinnvoll ergänze. Wörtlich sagt er: „Durch diese Erweiterung schaffen wir beste Voraussetzungen, um die Energiewende noch aktiver mit voranzutreiben – und zwar jetzt von der Idee bis zur Inbetriebnahme.“ Auch Bangert und Ohme sehen in der Gründung eine logische Fortsetzung der bisherigen Zusammenarbeit mit der BBH-Gruppe. Die BBH-Gruppe ist tätig in der rechtlichen, betriebswirtschaftlichen und strategischen Beratung für Energie- und Infrastrukturdienstleister. Das Unternehmen betreut nach eigenen Angaben rund 7.000 Mandanten – darunter Stadtwerke, Kommunen, Industrieunternehmen sowie internationale Konzerne. An sieben Standorten beschäftigt die Gruppe mehr als 700 Personen.

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Thüga warnt vor Investitionsrückgang bei Stromnetzen

on 1. April 2025by in Finanzen

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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Quelle: Pixabay / Roman

Heiß auf Wasserstoff: Netze BW testet die Wärmewende an sich selbst – und gibt dem Gasnetz eine grüne Zukunft

on 1. April 2025by in Technik

Stell dir vor, dein Heizkessel zischt, die Dusche läuft heiß, dein Büro bleibt im Winter mollig warm – und das alles ganz ohne fossiles Erdgas. Willkommen bei der Wärmewende 2.0, made in Baden-Württemberg! Netze BW, der größte Verteilnetzbetreiber im Ländle, sagt dem Erdgas den Kampf an – nicht durch Abschalten, sondern durch Umdenken. Das Motto: Wasserstoff statt Rückbau. Und wer jetzt denkt: „Na klar, wieder nur ein theoretischer Versuch irgendwo in einem Labor mit weißen Kitteln und Klemmbrett“, der irrt. Denn diesmal heißt es: Praxis pur – an den eigenen Gebäuden! Willkommen im Netzlabor H2-100: Hier wird die Zukunft getestet Im beschaulichen Öhringen, westlich von Heilbronn, startet Netze BW das Projekt „Netzlabor H2-100“. Und der Name ist Programm: 100 % Wasserstoff fließen durch die bestehenden Gasleitungen – nicht als Beimischung, sondern pur. Das Ziel: Beweisen, dass eine komplette Versorgung mit grünem Wasserstoff im realen Gebäudebetrieb funktioniert. Und das nicht irgendwann in ferner Zukunft, sondern in der Heizperiode 2025. Zwei Gebäude werden umgestellt: Ein Verwaltungsgebäude, das mit klassischen Brennwertthermen beheizt wird. Ein Ausbildungszentrum, in dem ein Industrie-Gebläsebrenner zum Einsatz kommt – wie man ihn aus Gewerbe und kleinen Betrieben kennt. Warum das revolutionär ist? Weil’s funktioniert – und weil’s skalierbar ist Netze BW macht hier etwas, was viele Energieversorger zwar planen, aber selten wirklich live testen: Sie zeigen, dass bestehende Gasverteilnetze auch in einer Wasserstoffzukunft ihren Platz haben. „Die Gasverteilnetze werden weiterhin gebraucht“, betont das Unternehmen. Und damit setzen sie ein deutliches Zeichen gegen den Abriss von Milliardeninvestitionen in die Gasinfrastruktur. Stattdessen heißt es: „H₂-ready“ ist keine Floskel – sondern Realität. Von der Wasserstoff-Insel zur Wasserstoff-Realität Ganz neu ist das Ganze nicht. In einem früheren Projekt – der sogenannten „Wasserstoff-Insel Öhringen“ – hatte Netze BW bereits bis zu 30 % Wasserstoff ins Erdgasnetz eingespeist. Dabei wurde eng mit Anwohnerinnen und Anwohnern zusammengearbeitet, um Technik, Verhalten und Sicherheit zu testen. Das Fazit war vielversprechend. Jetzt geht man einen großen Schritt weiter: Nicht nur Beimischung, sondern reiner Wasserstoff. Nicht nur Testbetrieb, sondern eigener Gebäudeeinsatz. Warum Wasserstoff überhaupt? Gute Frage – hier die Antwort in drei Worten: klimafreundlich, flexibel, speicherbar. Während Wärmepumpen vor allem in Neubauten und sanierten Gebäuden glänzen, gibt es in Industrie, Gewerbe und Altbauquartieren große Herausforderungen. Genau hier spielt grüner Wasserstoff seine Stärken aus: Lässt sich über lange Zeit speichern (im Gegensatz zu Strom). Kann über vorhandene Netze verteilt werden (wenn sie H₂-ready sind). Erlaubt hohe Temperaturen, die z. B. für Industrieprozesse nötig sind. Ist emissionsfrei, wenn er aus regenerativen Quellen hergestellt wird. Und wie funktioniert das technisch? In Öhringen ist das Gasnetz bereits H₂-ready – das heißt: Die Rohrleitungen und Verteilerpunkte sind geeignet für 100 % Wasserstoff. Was noch angepasst werden muss: Anschlussgeräte wie Brenner oder Heizthermen Messgeräte, da Wasserstoff andere Eigenschaften als Methan hat Das ist Aufwand – aber kein Rückbau. Es ist eine Transformation, die vorhandene Infrastruktur nutzt, statt sie zu entsorgen. Das spart Kosten, Ressourcen und beschleunigt die Energiewende. 7 Vorteile des H₂-Projekts von Netze BW: Nachhaltige Nutzung vorhandener Infrastruktur statt teurem Netzausbau. Echter Praxistest mit echten Gebäuden und Nutzern – kein Laborszenario. Wärmeversorgung ohne CO₂, wenn grüner Wasserstoff eingesetzt wird. Sichere Umstellung dank Pilotbetrieb und validierten Erkenntnissen. Skalierbarkeit für Städte, Gemeinden und Gewerbegebiete. Signalwirkung für Politik und Branche: Wasserstoff ist mehr als Industrie. Verknüpfung mit früheren Projekten zeigt Lernfähigkeit und Fortschritt.

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Ab Oktober 2025 der neue Geschäftsführer der Stadtwerke Lünen: Urs Reitis (m.) zusammen mit dem SWL-Aufsichtsratsvorsitzenden Hugo Becker (l.) und dem aktuel-len SWL-Geschäftsführer Dr. Achim Grunenberg (r.).

Neuer Wind für Lünen: Urs Reitis übernimmt das Ruder bei den Stadtwerken – mit Vision, Heimatliebe und jeder Menge Energie

on 1. April 2025by in Allgemein

Ein Rückkehrer mit Vision, ein Unternehmen im Wandel und eine Region mit Ambitionen: Die Stadtwerke Lünen holen sich mit Urs Reitis einen Mann an Bord, der nicht nur fachlich überzeugt, sondern auch emotional verbunden ist – mit dem Ruhrgebiet, mit der Energiewelt von morgen und mit dem Anspruch, lokale Energieversorgung nachhaltig zu gestalten. Klingt spannend? Ist es auch. Denn was auf den ersten Blick wie ein regulärer Wechsel in der Chefetage wirkt, ist in Wirklichkeit ein kraftvoller Auftakt für neue Energiepolitik auf kommunaler Ebene. Wer ist Urs Reitis – und was bringt er mit? Urs Reitis ist 45, gebürtiger Dortmunder, und hat Energie im Blut – beruflich wie geografisch. Der studierte Energiewirtschaftler und -techniker blickt auf eine beeindruckende Karriere im kommunalen Energiesektor zurück: Zuletzt war er Geschäftsführer der BonnNetz GmbH, der Netzgesellschaft der Stadtwerke Bonn. Dort hat er nicht nur den Betrieb geleitet, sondern aktiv zukunftsweisende Projekte wie die Kommunale Wärmeplanung angeschoben. Davor war er im westfälischen Warendorf in leitender Funktion tätig – kennt also nicht nur Großstädte, sondern auch mittelgroße Versorgungslandschaften, wie sie Lünen repräsentiert. Und genau das ist sein Vorteil: Verständnis für die Region, Erfahrung in der Transformation, Leidenschaft für die Aufgabe. Die Rückkehr ins Ruhrgebiet: Mehr als ein Jobwechsel Mit dem Wechsel nach Lünen kehrt Reitis zurück in seine Heimatregion – in ein Umfeld, das wie kaum ein anderes vor den Herausforderungen der Energie- und Wärmewende steht. „Mich reizt es, die großen Herausforderungen gemeinsam vor Ort aktiv anzugehen“, sagt Reitis – und diese Worte wirken nicht wie PR, sondern wie ein echtes Bekenntnis. Denn Lünen ist mehr als nur eine Stadt. Lünen ist ein energetischer Mikrokosmos: Heimat des Entsorgungsriesen Remondis, Standort eines Biomassekraftwerks, aber auch eines Steinkohlekraftwerks, das mittelfristig transformiert werden muss. Wer hier antritt, braucht Mut zur Veränderung – und Ideen, wie nachhaltige Versorgung in einer Stadt mit industrieller Prägung aussehen kann. Die neue Doppelspitze: Übergang mit Strategie Bis mindestens Mai 2026 wird es bei den Stadtwerken Lünen eine Doppelspitze geben: Reitis tritt im Oktober 2025 an, während der bisherige Geschäftsführer Achim Grunenberg noch kein genaues Austrittsdatum genannt hat. Was nach Zwischenlösung klingt, ist in Wahrheit ein kluger Schritt: Erfahrung trifft Erneuerung. Zwei Führungsstile, ein Ziel. Diese Übergangszeit gibt Raum für: Know-how-Transfer Gemeinsame Strategieentwicklung Stabile Führung in der Transformationsphase Und das ist wichtig – denn Lünen steht vor großen Aufgaben. Energie- und Wärmewende – vor Ort gedacht Reitis bringt aus Bonn eines der heißesten Themen der Zukunft mit nach Lünen: die Kommunale Wärmeplanung. Bis Mai 2025 muss jedes größere Versorgungsunternehmen in Deutschland seinen Fahrplan zur Wärmewende vorlegen – also zur Frage: Wie machen wir unsere Heizsysteme klimaneutral, effizient und sozial verträglich? Das ist kein kleines Projekt. Das ist die Grundlage für eine dekarbonisierte Zukunft. Und Reitis hat genau das bereits in Bonn durchdacht und vorangetrieben. Sein Vorteil in Lünen: Die Stadtwerke sind 100-prozentige Tochter der Kommune. Das bedeutet direkte Abstimmung mit Politik, Verwaltung und Bürgern – und: echte Gestaltungsmacht. Reitis bringt also nicht nur Ideen mit, sondern auch den Hebel, sie umzusetzen.

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Andreas Berg übernimmt zum 1. April 2025 das Ressort Technik im Vorstand der Westenergie AG.

Westenergie setzt auf Zukunft: Andreas Berg übernimmt Technikressort – und bringt frischen Wind in die Energiewende

on 1. April 2025by in Personal

Die Energiewende schreitet voran – und sie braucht kluge Köpfe, mutige Entscheidungen und technologische Power. Genau hier setzt die Westenergie AG an, die mit einer Personalentscheidung nicht nur ein neues Kapitel aufschlägt, sondern auch klare Zeichen in Richtung Zukunft setzt: Dr. Andreas Berg übernimmt ab dem 1. April 2025 das Technikressort im Vorstand und tritt damit in die Fußstapfen des langjährigen Experten Stefan Küppers. Aber was bedeutet das für Westenergie, die Region und vor allem für die Energiezukunft Deutschlands? Lass uns gemeinsam einen Blick hinter die Kulissen werfen. Wer ist Andreas Berg – und warum ist er der Richtige? Dr. Andreas Berg ist Elektrotechniker mit Leib und Seele – promoviert, erfahren, visionär. Seine Laufbahn liest sich wie das Who’s Who der Energiebranche: Nach seinem Studium und seiner Promotion an der renommierten RWTH Aachen war er bei der VSE-Gruppe tätig und kümmerte sich dort um Schlüsselthemen wie erneuerbare Energien, Digitalisierung, Strategieentwicklung und IT. Später führte ihn sein Weg zur Syna GmbH, einem Netzbetreiber und Tochterunternehmen der Süwag Energie AG (ebenfalls Teil des E.ON-Konzerns), wo er als Technischer Geschäftsführer die digitale und technische Weiterentwicklung maßgeblich prägte. Nun bringt er diese geballte Kompetenz zur Westenergie AG, der größten regionalen Energiedienstleisterin im E.ON-Konzern – mit über 10.000 km Stromnetz, 9.000 km Gasnetz und einer klaren Vision für die digitale Infrastruktur der Zukunft. Mit dem Wechsel von Stefan Küppers zu Andreas Berg kommt es nicht zu einem Bruch, sondern zu einer Evolution. Küppers war über drei Jahrzehnte in der Energiebranche tätig und wird auch weiterhin als Senior Expert in Konzernprojekten sowie in der Verbandsarbeit beim VDE aktiv bleiben. Es ist also ein fließender Übergang mit Erfahrungskontinuität und frischem Innovationsgeist. Und genau das braucht es, denn: Die kommenden Jahre stehen im Zeichen einer massiven Transformation. Die Herausforderungen: Digitalisierung trifft Netzausbau Berg bringt es auf den Punkt: „Um die klimaneutrale Energieversorgung zu erreichen, müssen wir unsere Netze ausbauen und digitalisieren, Prozesse effizient gestalten und die Kundenperspektive stärker einbeziehen.“ Klingt einfach – ist es aber nicht. Denn die Energiewende ist nicht nur eine technologische, sondern auch eine gesellschaftliche Mammutaufgabe. Westenergie steht hierbei an vorderster Front: mit Strom- und Gasverteilnetzen in Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und Niedersachsen, mit zahlreichen Kommunalpartnerschaften und mit einem klaren Fokus auf Zukunftstechnologien wie Elektromobilität, intelligente Netze und digitale Infrastruktur. Ein neuer Kurs: Technik trifft Menschlichkeit Was Andreas Berg auszeichnet, ist seine Fähigkeit, Technik mit Menschen zu verbinden. Für ihn ist Digitalisierung kein Selbstzweck, sondern ein Werkzeug zur Effizienzsteigerung und Kundennähe. Sein Ziel: Prozesse optimieren, ohne den Menschen aus dem Blick zu verlieren. Die Kundenperspektive rückt also stärker in den Mittelpunkt. Das bedeutet: transparente Kommunikation, bessere digitale Services, mehr Mitgestaltungsmöglichkeiten. Denn nur so kann Vertrauen entstehen – und nur so wird die Energiewende zu einer gemeinsamen Aufgabe. Ein Blick nach vorn: Was erwartet uns? Westenergie bereitet sich mit dem Führungswechsel auf eine Zeit intensiver technischer Neuerungen vor. Die Schlüsselbegriffe sind klar: Smart Grids: Intelligente Stromnetze, die sich flexibel an Angebot und Nachfrage anpassen. Sektorkopplung: Strom, Wärme und Mobilität wachsen technisch zusammen. Digitale Steuerungssysteme: Für mehr Effizienz, Sicherheit und Nachhaltigkeit. E-Mobilität: Ausbau der Ladeinfrastruktur in ländlichen und urbanen Räumen. Cybersecurity: Schutz kritischer Infrastrukturen wird zur Top-Priorität. Künstliche Intelligenz im Netzbetrieb: Für proaktive Wartung und intelligente Lastverteilung. Partnerschaft mit Kommunen: Für individuelle Lösungen vor Ort. All das braucht einen erfahrenen Kapitän – und mit Berg ist einer gefunden, der nicht nur Kurs halten, sondern auch neu navigieren kann. 7 Vorteile des Führungswechsels für Westenergie und die Region: Frische Impulse durch technologische Exzellenz und Digitalisierungsexpertise. Kontinuität im Wandel, da Küppers als Senior Expert weiter aktiv bleibt. Stärkung der Energiewende durch gezielten Ausbau der Infrastruktur. Erhöhte Kundennähe durch neue digitale Schnittstellen und Services. Regionale Verankerung wird vertieft durch kommunale Partnerschaften. Innovationsförderung durch Integration moderner Technologien. Mehr Versorgungssicherheit durch smarte, widerstandsfähige Netzarchitektur. Fakten & Zahlen zur Westenergie AG und dem Wechsel: Unternehmen: Westenergie AG, Tochter der E.ON SE Netzgebiete: NRW, Rheinland-Pfalz, Niedersachsen Mitarbeitende: Mehrere Tausend, inkl. Kommunalpartnern Neuer Technikvorstand: Dr. Andreas Berg (ab 1. April 2025) Vorgänger: Stefan Küppers (bis September 2025 aktiv) Netzlänge: ca. 10.000 km Strom, 9.000 km Gas Fokusbereiche: Energienetze, Digitalisierung, Elektromobilität

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Power Purchase Agreements – ein Geschäftsmodell auch für Stadtwerke?

Power Purchase Agreements – ein Geschäftsmodell auch für Stadtwerke?

on 6. März 2024by in Finanzen, Vertrieb

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

Preisverleihung an Gunar Hering – ENERGIEMANAGER DES JAHRES

on 28. September 2023by in Allgemein

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

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Wasserstoff dominiert Energiemanager-Konferenz 2023 in Berlin

on 28. September 2023by in Allgemein

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

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