Zwischen Turbinen und Transformation2

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

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

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

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Equinor, Shell und Total wollen mehr CO2 im Meeresboden verpressen, als ursprünglich vorgesehen. Die Energiekonzerne Equinor, Shell und Total wollen ihr kommerzielles Projekt zur Einlagerung von CO2 vor der norwegischen Küste deutlich ausweiten. Im Rahmen des „Northern Lights“ getauften Vorhabens sollen künftig fünf Millionen Tonnen CO2 am Meeresgrund eingelagert werden, wie die das Joint-Venture der drei Konzerne am Donnerstag mitteilte. Zunächst war eine Kapazität von 1,5 Millionen Tonnen vorgesehen. Die Energiekonzerne kündigten nun eine weitere Investition in Höhe von 7,5 Milliarden norwegischer Kronen (660 Millionen Euro) an, um die Kapazität von fünf Millionen Tonnen zu erreichen. In der Investitionssumme sind 131 Millionen Euro an Beihilfen der Europäischen Kommission enthalten. Die Einlagerung soll in diesem Jahr beginnen, die Kapazitätsausweitung soll bis 2028 geschehen. Das CO2 stammt aus Industrieanlagen in besonders CO2-intensiven Branchen. „Northern Lights“ hat etwa Verträge mit dem Düngemittelhersteller Yara International oder dem Baustoffhersteller Heidelberg Zement. Zusammen mit der Investitionsankündigung gaben Equinor, Shell und Total am Donnerstag zudem einen weiteren Vertrag mit dem schwedischen Energieunternehmen Exergi bekannt. Das CO2, das normalerweise beim Betrieb von Industrieanlagen oder bei der Energieproduktion emittiert wird, soll künftig abgeschieden, verflüssigt und dann eingelagert werden. Diese sogenannte CCS-Technologie (Carbon Capture and Storage) gilt als wichtiger Beitrag zum Klimaschutz in Bereichen, in denen CO2 nicht gänzlich eingespart werden kann. CCS ist jedoch komplex und bislang sehr teuer. Die weltweiten CCS-Kapazitäten belaufen sich nach Angaben der Internationalen Energieagentur bislang auf rund 50,5 Millionen Tonnen – 0,1 Prozent der Emissionen. Das „Northern Lights“-Projekt ist eines der am weitesten fortgeschrittenen Vorhaben weltweit auf dem Gebiet. Klimaschützer warnen außerdem, dass der Einsatz von CCS zulasten nötiger Einsparungen von Emissionen gehen könnte.

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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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Der klassische Vertrieb eines Energieversorgers steht vor großen Herausforderungen. Bestehende, historisch gewachsene Energieversorgungsunternehmen müssen sich zunehmend auf neue Gegebenheiten, ein sich stetig veränderndes Marktumfeld und steigende Kundenerwartungen einstellen. Stand früher der Verkauf von Commodity-Produkten an langjährige Bestandskunden im Mittelpunkt des Vertriebs, sind es heute energienahe Dienstleistungen und ein breiteres Produktportfolio. Kooperationen mit Dritten und regionalen Partnern spielen dabei eine zentrale Rolle. Was in Fachkreisen schon länger diskutiert wird, hat durch die unerwartet eingetretene und immer noch andauernde Energiekrise an Brisanz gewonnen. Die klassischen Energievertriebsprodukte allein bieten auf Dauer keine gesicherte wirtschaftliche Basis mehr und zwingen die EVU zum Umdenken. Unübersichtliches Marktumfeld und zunehmende Unsicherheit im Vertrieb Die aktuelle Entwicklung der Energiepreise löst bei vielen Versorgern Besorgnis und Unsicherheit aus. Perspektivisch sind nur vage Prognosen möglich. Und mit den Preisen steigt auch der Beratungsbedarf der Kunden, sei es bei der Tarifberatung, bei Fragen zur Rechnung oder zu Zahlungs- und Ratenplänen. Doch nur wenige Versorger sind auf diesen Ansturm wirklich vorbereitet. Meist fehlt es nicht nur an leistungsfähigen digitalen Tools, sondern auch an flexibel einsetzbaren Personalkapazitäten und grundsätzlich an der notwendigen Zeit. Die geopolitischen Entwicklungen der letzten Monate stellen die gesamte energiewirtschaftliche Wertschöpfungskette vor bisher nicht gekannte Herausforderungen. So kämpfen nicht nur die Verbraucher mit steigenden Energiepreisen, sondern auch die Energiebeschaffungskosten auf der Anbieterseite explodieren. Wer sich nicht vorausschauend am Markt eingedeckt hat, sieht sich nun mit einer kostenintensiven Energiebeschaffung konfrontiert, um seiner Verpflichtung zur Versorgungssicherheit und Erfüllung der vertraglichen Kundenansprüche nachzukommen. So müssen diese Energiemengen derzeit meist mit hohen negativen Deckungsbeiträgen beschafft werden. Die Auswirkungen der Energiekrise zeigen sich auch deutlich bei der Betrachtung der Kundenzahlen in der Grundversorgung. Viele wechselwillige Kunden sind in der Vergangenheit zu Billiganbietern abgewandert, die jedoch durch die Energiekrise häufig in finanzielle Schieflage geraten sind. Nun sind viele Kunden wieder in die lokale Grundversorgung zurückgekehrt. Grundsätzlich sind die Wechselquoten auf der Verbraucherseite in den letzten Jahren durch den Markteintritt zahlreicher neuer Akteure und ein sich radikal veränderndes Kundenverhalten deutlich angestiegen. Diese Entwicklung erfordert zwingend ein Umdenken in den Vertriebseinheiten. Ein zeitgemäßer und zugleich kosteneffizienter Ansatz könnte die Nutzung von Social Media sein. Hier sind die Vorbehalte der Energieversorger zwar häufig noch groß. Doch allein aus demografischer Sicht wird sich diese logische Entwicklung nicht aufhalten lassen und Energieversorger werden sich dem Thema Social Media als Kundenkontaktkanal stellen müssen. Alle bisherigen Handlungsfelder und Herausforderungen der Branche werden durch das Pariser Klimaabkommen mit seinen neuen Regelungen, Gesetzen und Richtlinien noch verstärkt, die Komplexität nimmt zu. Aber auch die immer näher rückende Deadline hin zu einer klimaneutralen Welt zeigt die Dringlichkeit der Weiterentwicklung der Energieversorgungsbranche. Die beschriebenen Themen sind der Anstoß, dass sich Energieversorger, insbesondere deren Energievertrieb, weiterentwickeln müssen. Der klassische Energievertrieb kann mit den anstehenden Herausforderungen nur schwer umgehen Unterzieht man die heutigen Versorgungsunternehmen einer kritischen Analyse, so zeigt sich in vielen Bereichen und Themenfeldern dringender Handlungsbedarf. Während sich einzelne Versorger frühzeitig auf die aktuellen Herausforderungen eingestellt haben und entsprechend agieren, hinkt der Großteil der Energieversorger hinterher und hat die Notwendigkeit zur Weiterentwicklung oft noch nicht erkannt. Der klassische Energievertrieb sieht sich mit wachsenden Herausforderungen konfrontiert: Steigender Wettbewerbsdruck, erschwerte Erzielung positiver Produktmargen sowie ein grundlegend verändertes Kundenverhalten. So sind die Kunden heute meist jünger, wollen bevorzugt digital angesprochen werden und wünschen sich eine schnelle und unkomplizierte Kundenberatung. Zudem vergleichen sie ständig die Verbraucherpreise, sind wechselwillig und fragen neben reinen Commodity-Produkten zunehmend Energiedienstleistungen nach, z.B. Beratung, Installation und Energiedatenmanagement für PV-Anlagen. Darauf müssen sich die Energieversorger umgehend einstellen, wenn sie nicht weitere Kundenverluste hinnehmen wollen. Das Ökosystem für den Vertrieb der Zukunft Vor diesem Hintergrund erfordert ein erfolgreicher Vertrieb eine klare Strategie sowie Offenheit für den Aufbau von Netzwerken. Darüber hinaus stellen die Flexibilisierung der Prozesse und das Aufbrechen starrer Wertschöpfungsstufen eine wichtige Entwicklungschance dar. Vertriebseinheiten sollten sich nicht nur intern weiterentwickeln, sondern auch die Chancen eines durchaus attraktiven Marktumfeldes nutzen, z.B. für Kooperationen. Strategisch und operativ ist eine Weiterentwicklung in unterschiedlichen Detaillierungsgraden und Richtungen denkbar und sinnvoll. Ansätze hierfür können sein: Etablierung eines zielgerichteten Marketings und Trackings Aufbau eines zukunftsgerichteten Shared Services Definition einer zeitgemäßen Zielkunden- und Vertriebskanalstrategie Entwicklung von (neuen) Energiedienstleistungen, z.B. mit einem Prototyping-Ansatz Interne Weiterentwicklung (Organisation, Prozesse, Systeme) Von Jan-Emanuel Brandt (Partner) & Alexander Resch (Senior Consultant) m3 management consulting GmbH

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