Freitag, 26. Dezember 2014

Bayerischer Energiedialog als Luftnummer

Um der Brisanz bei den Diskussionen um die Sicherheit der bayerischen Stromversorgung Rechnung zu tragen, hat die Landesregierung einen Energiedialog angestoßen. Dabei sollten alle Meinungen zum Wort kommen, doch gehört werden sie kaum. Braucht Bayern neue Stromtrassen, damit die Lichter im Freistaat nicht ausgehen? Dazu gibt es die unterschiedlichsten Meinungen von Experten, Bürgern und Politikern. Bayerns Ministerpräsident Seehofer verweigerte zunächst komplett den Bau der längst beschlossenen Übertragungstrassen, doch schließlich hat man in der Münchner Staatskanzlei erkannt, dass man sich der Diskussion stellen muss. So wurde am 3. November der Energiedialog gestartet: Wirtschaftsministerin Ilse Aigner erklärte damals, dass es wichtig sei, die wesentlichen Akteure der Energiewende an einen Tisch zu bringen. "Es ging heute auch darum, Einigkeit über die Ziele der Energiewende herzustellen", sagte Aigner damals. So weit, so gut. Nun hat die Ministerin am 18. Dezember eine Zwischenbilanz des Energiedialogs vorgelegt, und glaubt man der Berichterstattung und den Zitaten darin, dann läuft der Energiedialog offensichtlich unter dem Motto "Ihr könnt ruhig eine Meinung haben, auf Fakten kommt es aber nicht an ". In einer dpa-Meldung wird Aigner zitiert: "Ich weiß mit ziemlicher Wahrscheinlichkeit, dass es wohl die hundertprozentige Lösung für jeden von Ihnen nicht geben kann und dass es wohl in Richtung eines Kompromisses laufen muss." Ohnehin stell die Ministerin klar, dass sie am Ende alleine über das künftige bayerische Energiekonzept entscheiden werde. "Und es wird meine Entscheidung sein, welches Konzept ich dem bayerischen Ministerpräsidenten und dem bayerischen Kabinett vorschlagen werde. Und es wird auch meine Entscheidung sein, was ist für Bayerns Zukunft wirklich unbedingt notwendig", so Aigner laut dpa. Bedeutet dies also, dass man vielleicht sogar konstruktiv über die bayerische Energieversorgung diskutieren kann, am Ende kommt es doch zu einer politischen Entscheidung, die nur aus populistischen Beweggründen getroffen wurde? Mit ihren Aussagen dürfte Aigner einigen Teilnehmern die Motivation genommen haben, sich bis zum Ende des Energiedialogs im Februar weiter ins Bauerntheater zu setzen.

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Dezember 18, 2014

Andreas Kögler

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Donnerstag, 25. Dezember 2014

Strategien für mehr Fernwärme

Bild: Fotolia.com, fefufoto

Die Energiewende wird politisch mit Blick auf den Strommarkt vorangetrieben. Die Potenziale im Wärmebereich werden bislang noch unzureichend ausgeschöpft. Doch bei der Ausgestaltung des neuen Energiesystems können insbesondere Fernwärme und Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) einen wesentlichen Beitrag zur Effizienzsteigerung, zur Kohlendioxid-Vermeidung sowie zur Integration erneuerbarer Energien leisten. Vier Energieversorger erläutern ihre Aktivitäten im Bereich der Fernwärmeversorgung.

MVV Energie AG, Mannheim

Energieeffizienz ist neben dem Ausbau erneuerbarer Energien ein zentraler strategischer Schwerpunkt der MVV Energie AG. Deshalb investieren wir gezielt in die Stärkung der Energieeffizienz unserer Anlagen. Dabei kommt der Nutzung der KWK in Verbindung mit der umweltfreundlichen Fernwärme an allen Standorten unserer Unternehmensgruppe eine ganz besondere Bedeutung zu. Die Fernwärmeversorgung hat in Mannheim und der Metropolregion Rhein-Neckar eine jahrzehntelange Tradition. Über 60 Prozent der Mannheimer Haushalte sind an das Fernwärmenetz angeschlossen. Ende der 1980er Jahre wurden auch die Nachbarstädte Heidelberg und Schwetzingen angebunden. Vor vier Jahren haben wir eine neue Fernwärmeleitung nach Speyer in Betrieb genommen. Darüber hinaus verbindet seit März 2014 eine neu errichtete Fernwärme-Querspange in Mannheim die beiden zentralen Fernwärmetrassen der Stadt – eine weitere wichtige Investition in die Versorgungssicherheit. Um die KWK-Erzeugung noch flexibler und effizienter zu gestalten, wird seit einigen Monaten auf dem Gelände des Großkraftwerks Mannheim der leistungsstärkste Fernwärmespeicher in Deutschland betrieben. Hierfür haben wir 27 Mio. Euro investiert. Unser Fernwärmenetz bauen wir konsequent weiter aus und verdichten es. Erst kürzlich haben wir es mit erheblichem Investitionsaufwand auf drei weitere Stadtteile ausgedehnt. Das große Thema der kommenden Jahre ist die Einbindung mehrerer großflächiger Konversionsgebiete in der Quadratestadt.
Das GuD-Kraftwerk Lausward im Düsseldorfer Hafen soll ab 2016 in Betrieb sein Bild: Stadtwerke Düsseldorf

Stadtwerke Düsseldorf AG

Energiewende bedeutet Ausbau und Integration von erneuerbaren Energien. Die Möglichkeiten dazu sind in Großstädten allerdings begrenzt, deswegen kommt der Steigerung der Energieeffizienz eine entscheidende Rolle zu. Die Stadtwerke Düsseldorf verfolgen seit Jahren eine entsprechende Energiestrategie, um die zukünftige Strom- und Wärmeversorgung umweltfreundlich, sicher und zu bezahlbaren Preisen zu gestalten, aber auch um gemeinsam mit der Landeshauptstadt von Nordrhein-Westfalen das Ziel der Klimaneutralität bis 2050 zu erreichen. Das neue hocheffiziente Erdgaskraftwerk stellt dabei einen Meilenstein in der Düsseldorfer Energieversorgung dar. Als eines der weltweit modernsten Heizkraftwerke soll es ab 2016 am Standort Lausward im Düsseldorfer Hafen umweltschonend Strom und Fernwärme erzeugen. Bei der reinen Stromerzeugung wird die Anlage einen Wirkungsgrad von mehr als 61 Prozent erreichen, im KWK-Betrieb kann der Gesamtnutzungsgrad auf bis zu 85 Prozent erhöhen werden. Entscheidend ist, dass die aus dieser Anlage erzeugte Fernwärme durch ihren Primärenergiefaktor 0 den erneuerbaren Energien gleichgestellt ist. Mit seinem Ausbaupotenzial bildet das Fernwärmenetz die Grundlage für die Modernisierung der Wärmeversorgung in Düsseldorf. Gesteuert über den mit der Landeshauptstadt entwickelten Wärmeentwicklungsplan werden über den Fernwärme-Ausbau quartiersbezogene Lösungen und Arealnetze umgesetzt, die mit Blockheizkraftwerken oder Wärmepumpen die Effizienz der Wärmeversorgung in Düsseldorf signifikant erhöhen.

Energieversorgung Oberhausen AG (evo)

Bereits in den 1970er Jahren hat sich die evo zugunsten der Fernwärme entschieden und profitiert noch heute davon. Durch die Fernwärme konnten in Oberhausen in den vergangenen Jahrzehnten erhebliche CO2-Emissionen vermieden werden. In drei eigenen KWK-Anlagen erzeugt die evo auf der umweltschonend und effizient Strom und Fernwärme. Über ein Leitungsnetz mit über 200 km Gesamtlänge wird die Fernwärme in vier Gebieten von Oberhausen verteilt: Alt-Oberhausen, Osterfeld, Sterkrade und der Neuen Mitte. Neben den eigenen Heizkraftwerken bezieht die evo Fernwärme vom Oxea-Werk Ruhrchemie in Holten sowie aus der Gemeinschafts-Müllverbrennungsanlage Niederrhein. Im Rahmen ihrer Strategie hat die evo von 2009 bis 2011 den bis dahin erdgasversorgten Stadtteil Osterfeld mit Fernwärme erschlossen. Eine weitere Maßnahme war die Errichtung einer Biomassefeuerung im Heizkraftwerk II in Oberhausen-Sterkrade, die seit März 2011 Strom und Fernwärme aus nachwachsenden Rohstoffen erzeugt. Zurzeit stehen die Verdichtung vorhandener Fernwärme-Gebiete und das Miteinander von zentraler und dezentraler Erzeugung im Fokus der strategischen Ausrichtung. Dabei wird das Fernwärmenetz durch Nahwärmeinseln ergänzt: Dort, wo keine Leitungen verlegt werden können, werden Nahwärmnetze aufgebaut. Auch alternative Verlegetechniken prüft die evo intensiv. Der Primärenergiefaktor der Fernwärme in Oberhausen beträgt 0,21 und wurde von der Steag Energy Services bis 2024 zertifiziert. Neben dem Primärenergiefaktor wurde bei der Wärmebereitstellung ein KWK-Anteil von rund 76 Prozent ermittelt. Der Anteil der eigenerzeugten Wärme beträgt im Bilanzzeitraum 2011 bis 2013 etwa 42 Prozent. Durch die Vermeidung von jährlich mehr als 80 000 t Kohlendioxid, leistet die Fernwärme einen erheblichen Beitrag zum Klimaschutz in Oberhausen. Der kontinuierliche Ausbau der Fernwärme im Stadtgebiet ist ein weiterer Baustein der Unternehmensstrategie, den Einsatz wertvoller Primärenergie und den CO2-Ausstoß weiter zu verringern.

In Rosenheim beliefern die Stadtwerke seit sechzig Jahren Haushalte und Unternehmen mit Fernwärme Bild: Stadtwerke Rosenheim

Stadtwerke Rosenheim GmbH

In Rosenheim beliefern die Stadtwerke seit sechzig Jahren Haushalte und Unternehmen mit Fernwärme. Als kommunaler Versorger vertrauen wir auf den Nutzen der Fernwärme und setzen auch in Zukunft auf diesen Weg. Allein in den vergangenen fünfzehn Jahren haben wir in unserer 60 000-Einwohner-Stadt die Ausdehnung des Fernwärmenetzes − gemessen an der Leitungslänge − auf 93 km verdreifacht. Das beheizte Raumvolumen wuchs im gleichen Zeitraum um das Zweieinhalbfache auf 1,5 Mio. m3. Diesen Ausbau werden wir in den kommenden Jahren fortsetzen. Das Fernwärmenetz ist Teil unseres flexiblen Erzeugungssystems aus Müllverbrennung, hochmodernen Gasmotoren, die wir zum Teil mit Biomethan betreiben, selbst entwickelten Holzvergasern und Wärmespeichern. Indem wir die Abwärme unserer Kraftwerke nutzen und in unser Fernwärmenetz einspeisen, verdrängen wir den Hausbrand mit fossilen Energieträgern und senken so deutlich den CO2-Ausstoß. Bis 2025 wollen wir Rosenheim klimaneutral mit Energie versorgen. Unsere Strategie sorgt aber nicht nur für eine gute Klimabilanz, sie rechnet sich auch für unsere Kunden und für Rosenheim: Unsere Fernwärmepreise liegen unter den Gesamtkosten für fossilen Hausbrand. Die lokale Energieproduktion sichert zudem qualifizierte Arbeitsplätze in Rosenheim. Der Fernwärmeausbau schafft darüber hinaus wirtschaftliche Nachfrage, von der viele Unternehmen in der Region profitieren. Unsere Wertschöpfung kommt letztlich dem kommunalen Haushalt zugute und damit Rosenheim als Gemeinwesen.

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Dezember 18, 2014

Michael Pecka

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Stuttgart bootet eigene Stadtwerke aus

Bild: Fotolia.com, aldorado

Das städtische Unternehmen darf für die Versorgung der Stadtverwaltung nicht einmal ein Angebot abgeben. Dabei betont derPartner Elektrizitätswerke Schönau, dass die Stadtwerke auch große Mengen liefern können. Die Elektrizitätswerke Schönau haben als Vertriebspartner der Stadtwerke Stuttgart Aussagen zurückgewiesen, dass die jungen Stuttgarter Stadtwerke nicht in der Lage seien, genügend Strom für die Stuttgarter Stadtverwaltung und ihre Tochterbetriebe zu beschaffen. „Wir haben in diesem Jahr schon ein sehr gutes Angebot über die Beschaffung von 110 Mio. kWh für die Stuttgarter Straßenbahnen abgegeben. Damit haben wir in der Ausschreibung den zweiten Platz erreicht. Das zeigt, dass wir heute schon ganz praktisch in der Lage sind, große Strommengen in der richtigen Qualität zu beschaffen – natürlich auch für die Stuttgarter Stadtverwaltung“, sagte Ursula Sladek, Gründerin der Elektrizitätswerke Schönau, auf Anfrage gegenüber E&M Powernews. Die "Stuttgarter Zeitung" hatte am 17. Dezember berichtet, der Gemeinderat habe in einer nicht-öffentlichen Sitzung im November den Stromliefervertrag mit dem bisherigen Lieferanten EnBW um zwei Jahre verlängert. Die Stadtwerke hätten nicht einmal die Chance bekommen, ein Angebot abzugeben. Bürgermeister Michael Föll (CDU) habe dies damit begründet, dass die Stadtwerke Stuttgart noch gar nicht ein so großes Energievolumen liefern könnten. Die Zeitung zitiert Föll mit der Aussage, dass die Stadtwerke das benötigte Kontingent natürlich an der Börse einkaufen könnten. Sollten sie aber in der Ausschreibung unterliegen, müssten sie die Energiemenge womöglich zu einem geringeren Preis weiterverkaufen. „Das wäre ein gigantisches Risiko“, wird der Bürgermeister wiedergegeben. Derzeit betragen die jährlichen Kosten der Stadtverwaltung und ihrer Tochterbetriebe für Strom 38,5 Mio. Euro und die für Gas 11,5 Mio. Euro. Die Stadtwerke Stuttgart erreichen bislang im Vertrieb nur einen Umsatz von 4,5 Mio. Euro. Mit der Stadtverwaltung wäre also das Zehnfache hinzugekommen. Sladek stellte klar, dass die Elektrizitätswerke Schönau grundsätzlich ihren Strom nicht an der Börse, sondern direkt bei den Erzeugern einkaufen. Die Elektrizitätswerke Schönau und die Stadtwerke Stuttgart haben gemeinsam eine Vertriebstochter, die Stadtwerke Vertriebsgesellschaft mbH, gegründet, die in Stuttgart Strom an Endkunden verkauft. „Ich wundere mich, welches Verständnis manche Politiker in Stuttgart von ihrem eigenen Unternehmen haben. Natürlich können die Stadtwerke Stuttgart große Mengen liefern“, sagte Sladek: „Wenn das Gegenteil davon in der Zeitung behauptet wird, werden die Stadtwerke desavouiert. Jetzt besteht die Gefahr, dass auch Industriekunden glauben, dass wir nicht liefern können.“ Die Stuttgarter Stadtwerke äußerten sich vorsichtig: Nur im Einzelfall bearbeiteten Stadtwerke und EWS „auch mit Erfolg Anfragen von Großkunden oder nehmen an Ausschreibungen für große Strommengen teil“, wurde ein Stadtwerke-Sprecher zitiert.

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Dezember 18, 2014

Timm Krägenow

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Samstag, 20. Dezember 2014

Brücke zwischen getrennten Märkten




Bild: Fotolia.com, Stefan Redel


Energiewende und zunehmender Energiehandel lassen den Regelenergiebedarf wachsen – am Strom- wie auch am Gasmarkt. Der Saarbrücker Energiedienstleister VSE sieht darin ein Geschäftsmodell mit Zukunft und will Synergien zwischen beiden Märkten erschließen. Die bisher weitgehend getrennten Regelenergiemärkte für Strom und Gas künftig kombiniert zu nutzen, ist Ziel des saarländischen Energieversorgers VSE AG. „Wir sind das einzige Unternehmen in Deutschland, das Regelenergie medienübergreifend anbieten und abwickeln kann“, sagt Michael Küster. „Künftig wollen wir nicht mehr zwischen Strom und Gas unterscheiden und beispielsweise einen Bedarf an Stromregelenergie auch im Gasbereich abfahren“, so der VSE-Manager. Eine Schlüsselrolle bei diesem Vorhaben spielen Blockheizkraftwerke, die an das Strom- und an das Gasnetz angebunden sind und damit eine Brücke zwischen den beiden bisher getrennten Versorgungsnetzen bilden. Die VSE ist bereits im Strom- und im Gasmarkt als Regelenergiedienstleister aktiv. Im Strombereich hat das Unternehmen dafür in den letzten drei Jahren einen Pool von kleineren und mittleren Kraftwerken mit mehr als 350 MW Leistung unter Vertrag genommen. Die Nutzer der Anlagen – Industrie- und Gewerbebetriebe sowie Stadtwerke − vertrauen diese der VSE an, welche die Kraftwerke nach deren Vorgaben steuert und den Übertragungsnetzbetreibern für den nächsten Tag für den Regelenergieeinsatz anbietet. Die Anlagen stehen als positive oder negative Minutenreserve zur Verfügung – werden also zugeschaltet, wenn zu wenig Last im Netz ist und bei zu viel Last abgeschaltet. Die Energieerzeuger müssen dafür innerhalb von 15 Minuten zur Verfügung stehen. Regelenergie ist für die Netzstabilität technisch notwendig und gewinnt durch die zunehmende Vorrangeinspeisung erneuerbarer Energien an Bedeutung.

Regelenergie aus Pool von Kleinanlagen

Im Aufbau ist auch ein Pool von mehr als 50 kleineren Blockheizkraftwerken bis zu einer unteren Grenze von etwa 200 kW elektrischer Leistung, die Küster im nächsten Jahr zu einem virtuellen Regelenergiekraftwerk kombinieren will. „Wir wollen das zu einem hoch automatisierten Massenkundengeschäft ausbauen“, so der Manager. Die Software dafür wird gerade angepasst. Außerdem soll das Geschäft bis Anfang nächsten Jahres auf den Bereich der Sekundärregelleistung ausgeweitet werden. Dafür sind schnellere Reaktionszeiten als bei der Minutenreserve erforderlich. Die Anlagen müssen innerhalb von 30 Sekunden reagieren und in fünf Minuten zum Ab- oder Anschalten verfügbar sein. Seit diesem Sommer ist die VSE auch auf dem Gasmarkt mit Regelenergie aktiv und fasst dafür vor allem lokale Kugel- und Röhrengasspeicher zu einem Regelenergiepool zusammen. Bis Ende des Jahres sollen es zehn Anlagen sein. „Wir sind in beiden Marktgebieten aktiv und bieten jeweils Regelenergie für L-Gas und H-Gas an“, so Küster. Vermarktet wird sie überwiegend als Intraday- beziehungsweise Day-Ahead-Produkt für den nächsten Tag. Im Gasnetz ist Regelenergie nötig, um Druckschwankungen auszugleichen. Sie muss jeweils mit drei Stunden Vorlaufzeit als Pool rund um die Uhr zur Verfügung stehen. Die Geschäfte werden über physische Ausschreibungen der beiden großen Marktgebietsverantwortlichen NCG und Gaspool sowie vorrangig über die Börse abgewickelt.

Neue Aufgabe für kleine Gasspeicher

Für die lokalen Gasspeicher, die ursprünglich von Versorgungsunternehmen für das Abfahren von Tagesspitzen gebaut wurden, am liberalisierten Gasmarkt aber nicht mehr gebraucht werden, sei das Anbieten am Regelenergiemarkt oft die einzige Möglichkeit, sie wirtschaftlich weiterbetreiben zu können, so Küster. Für den gesamten Energie- und Regelenergiehandel hält die VSE in Saarbrücken einen 24-Stundenservice an 365 Tagen im Jahr vor. Sieben Händler vermarkten die Regelenergiepools über die Börse im Dreischichtbetrieb. Künftig soll dies auch medienübergreifend geschehen. Ziel sei es, die beiden Regelenergiemärkte Strom und Gas kaufmännisch und technisch so zu koordinieren, dass Synergien zum Vorteil der Kunden entstehen und genutzt werden können. Gasspeicher und BHKW der VSE-Pools sollen dafür im Zusammenspiel die nötige Flexibilität schaffen. Durch die Kombination lässt sich beispielsweise ein BHKW, das als negative Minutenreserve im Strom angeboten wird, gleichzeitig als negative Regelenergie im Gas nutzen. Muss das BHKW dann tatsächlich abgeschaltet werden, wird das Gas einfach in einen Speicher des VSE-Reservepools umgeleitet. „Wir können damit Preissignale von zwei Märkten nutzen und die BHKW so fahren, wie es die Märkte gerade hergeben“, erklärt Küster. Die BHKW der Kunden könnten so gegenüber derzeitigen Möglichkeiten optimiert betrieben werden. Auch von der Bundesnetzagentur, die seit Jahren eine medienübergreifende Herangehensweise fordert, sieht sich die VSE in ihrem Vorgehen bestätigt.
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Dezember 18, 2014
Peter Focht
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Montag, 15. Dezember 2014

Netzbetreiber sichern Kapazität für den Winter

Bild: Peter Holz 


Die Gefahr von Versorgungsengpässen ist nach Ansicht der Übertragungsnetzbetreiber gestiegen. Die Versorgungssicherheit sei akut noch nicht gefährdet, teilten 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW in einer gemeinsamen Erklärung mit. Doch das Wörtchen „noch“ gibt einen Hinweis auf ihre weitere Einschätzung der Situation. So habe sich das Gefahrenpotenzial für Stromnetze und Versorgung im Vergleich zu vergangenen Jahren aufgrund der zunehmenden schwankenden Einspeisung erneuerbarer Energien und des Wegfalls konventioneller Kraftwerksleistung deutlich erhöht. Denn das zunehmende Nord-Süd-Gefälle zwischen Stromerzeugung und Verbrauch führe zu einer „extrem starken Belastung des Höchstspannungsnetzes.“ Besonders in den Wintermonaten könnten dadurch kritische Situationen auftreten. Daher sei es notwendig, Reservekapazitäten zu beschaffen. Bislang haben die Übertragungsnetzbetreiber für diesen Winter in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur 3 091 MW Reservekapazität gesichert. Im Januar sollen noch weitere 545 MW hinzukommen, da ab dann das Kernkraftwerk Grafenrheinfeld bis zu seiner vorzeitigen Stilllegung Ende 2015 nur noch reduziert einspeisen wird. Nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber ist von Jahr zu Jahr mit einem höheren Reservebedarf zu rechnen. Im vergangenen Winter hätten noch 2 540 MW ausgereicht. Von den diesjährigen 3 636 MW entfallen 1 822 MW auf TenneT (Irsching Block 3, Staudinger Block 4 sowie Netzreserve aus Österreich), 1 479 MW auf TransnetBW (Großkraftwerk Mannheim Block 3, Kraftwerk Walheim Block 1 und 2, Dampfkraftwerk Marbach am Neckar sowie Netzreserve aus Italien) sowie 335 MW auf Amprion (Kraftwerk Mainz-Wiesbaden Block 2). Von 50Hertz wurde keine Reserve kontrahiert. Die Reservekraftwerksverordnung regelt die Beschaffung der Netzreserve. Die Bundesnetzagentur prüft und veröffentlicht den von den Netzbetreibern ermittelten Reservebedarf. Der vorstehende Beitrag zum Thema Netzbetreiber wurde bereitgestellt von:

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Dezember 10, 2014

Fritz Wilhelm

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Brasilianische Eon-Tochter unter Gläubigerschutz

Bild: Fotolia.com, caruso13 

Das brasilianische Energieunternehmen Eneva hat am 9. Dezember einen Antrag auf Gläubigerschutz gestellt. Das Unternehmen, an dem auch der deutsche Energiekonzern Eon beteiligt ist, will sich nun wirtschaftlich neu strukturieren. Die Einleitung des Verfahrens zum Gläubigerschutz zur wirtschaftlichen Restrukturierung sei vor allem aufgrund eines Liquiditätsengpasses erfolgt, nachdem Eneva in einer angespannten Marktsituation operative Probleme bekommen habe und hohe Schulden und Zinsen das Unternehmen belasten, teilte Eon in einer Stellungnahme mit. Der Düsseldorfer Energiekonzern ist mit 43 % an dem brasilianischen Unternehmen beteiligte, weitere 20 % hält Eike Batista. In Brasilien betreibt Eneva einen modernen Kraftwerkspark mit einer installierten Gesamtleistung von 2 400 MW und trägt damit zur Versorgungssicherheit des durch lange Dürreperioden angespannten brasilianischen Strommarktes bei. Das Kernkraftwerk Pecem, an dessen Block II (365 MW) Eon mit 50 % direkt beteiligt ist, ist nicht Gegenstand des Restrukturierungsverfahrens. Der Eon-Konzern rechnet trotz der Probleme bei seiner brasilianischen Beteiligung mit keinen wesentlichen Auswirkungen auf die Konzernbilanz.

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Dezember 10, 2014

Kai Eckert

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Sonntag, 14. Dezember 2014

Bne schlägt Flexmarkt vor

Bild: Fotolia.com, Gina Sanders
Mit regionalen Preissignalen will der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) erreichen, dass sich bei zunehmender fluktuierenden erneuerbaren Einspeisung Erzeugung, Verbrauch, Handel und Speicherung intelligent und marktnah an die aktuelle Lage im Stromnetz anpassen. Ein Konzept für eine „wettbewerblich und marktnah organisierte“ Nutzung von Flexibilität auf dem Energiemarkt hat der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) am 10. Dezember in Berlin vorgestellt. Die Flexibilisierung ist eines der wichtigen Themen für das Strommarktdesign der Zukunft, wie sich etwa im aktuellen Grünbuch des Bundeswirtschaftsministeriums erkennen lässt, erläutert bne-Geschäftsführer Robert Busch. „Der bne-Flexmarkt sieht ein System von regionalen Signalinfrastrukturen vor, die zusätzlich zum Börsenstrompreis mit einem Tag Vorlauf anzeigen, in welchem Umfang und zu welcher Uhrzeit ein flexibles Verbrauchsverhalten vor Ort notwendig ist“, erklärt Dieter Ploch, Leiter Umfeldmanagement bei der eprimo GmbH und Vorstand des bne. Das Konzept sieht vor, dass in einem ersten Schritt die zersplitterten deutschen Verteilnetze zu „regionalen Effizienzclustern ausreichender Größe“ zusammengefasst werden, um die komplexen Aufgaben der Energiewende wirtschaftlich bewerkstelligen zu können. Die Eigentumsrechte der kommunalen Betreiber blieben dabei unberührt. Industrie, Haushalts- oder Gewerbekunden, die ihren Verbrauch an die Bedürfnisse im Netz anpassen, sollen nach dem bde-Konzept von der Bereitstellung der Flexibilitäten profitieren. Dazu schlägt der Verband eine Reform der Netzentgeltsystematik vor, bei der sich die Netzentgelte an der Anschlussleistung orientieren, die um die als flexibel gemeldete Leistung reduziert werden soll. Dabei lasse sich das System aufkommensneutral gestalten, wenn „die zahlreichen schwerfälligen Sonderregeln der alten Energiewelt, wie beispielsweise Vergünstigungen in der Nachtzeit, durch ein echtes Flexibilitätskriterium ‚Energiewende-ready‘ gemacht werden“, betont bne-Geschäftsführer Busch. Das Konzept verspreche auch einen Anschub für intelligente Messsysteme, mit deren Daten die Vertriebe Geschäftsmodelle entwickeln und ihren Kunden Flexibilitätsprodukte anbieten können. „Mit dem bne-Flexmarkt können wir den Nutzen des Einbaus von Smart Metern deutlich steigern und die leidige Kostendiskussion auf einem anderen Niveau führen“, resümiert Ploch.


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Dezember 10, 2014
Jan Mühlstein
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Samstag, 13. Dezember 2014

Bächle: „Wir bemühen uns verstärkt um die Direktvermarktung“

Bild: Fotolia.com, iQoncept 



Thomas Bächle, Geschäftsführer der Verbund Trading & Sales Deutschland, über grünen Strom für Stadtwerke und die Industrie, was grüner ist als grün und über Dienstleistungen seines Unternehmens.
E&M: Herr Bächle, Stromlieferverträge werden immer kurzfristiger abgeschlossen, ist das auch bei Ihnen so?

Bächle: Diese Tendenz spüren wir auch. Aber gerade im Grünstrombereich haben wir auch Verträge bis 2020, weil sich viele Kunden da langfristig absichern wollen.

E&M: Und da gibt es dann Preisgleitklauseln?

Bächle: Grünstromverträge sind ja unabhängig von Börsenpreisen immer bilateral vereinbart und haben Fixpreise.

E&M: Wie hoch ist bei Ihnen der Grünstromanteil?

Bächle: Der überwiegende Anteil ist grün.

„Die Tendenz geht zur deutschen Wasserkraft“


E&M: Könnten Sie bitte Prozente nennen …

Bächle: Das ist wirklich schwer zu beziffern, weil Grünstrom-Deals häufig auch nur als reine Lieferung von Herkunftsnachweisen abgeschlossen werden und nicht immer mit der physikalischen Lieferung von Strom verknüpft sind. Das Verhältnis schwankt hier sehr. Ich kann Ihnen aber sagen, dass wir einen relativ konstanten Absatz von Grünstrom – als Herkunftsnachweise mit oder ohne Strom − in der Höhe von jährlich rund acht Terawattstunden haben und wir mit Grünstrom einen Großteil unseres Deckungsbeitrages erwirtschaften.

E&M: Und das ist Wasserkraftstrom …

Bächle: Genau: Wir sind der größte Stromproduzent aus Wasserkraft in Bayern und der zweitgrößte in Deutschland.

E&M: Sie liefern aber auch Wasserkraftstrom aus Österreich.

Bächle: Das ist richtig, aber die Tendenz geht tatsächlich zur deutschen Wasserkraft. Man versucht sich hier etwas vom Markt abzuheben durch Regionalität bis hin zu Bestimmtheiten einzelner Kraftwerke, die sich die Kunden aussuchen können. Wir haben da eine große Palette an Angeboten und sind sehr flexibel.

E&M: Zum Thema Flexibilität gehört dann wohl auch der geplante Bau des Pumpspeicherkraftwerkes Riedel?

Bächle: Unabhängig davon haben wir schon jetzt das Produkt Virtueller Pumpspeicher, mit dem Kunden Pumpspeicher als Batterie nutzen können, um ihre täglichen Bedarfsschwankungen auszugleichen. Allerdings ist das dann kein TÜV-zertifizierter Grünstrom mehr, denn der darf nur aus natürlichem Zufluss kommen, obwohl auch der für den Pumpbetrieb verwendete Strom aus Wasserkraft stammt und dies gemäß der österreichischen Stromkennzeichnungsverordnung entsprechend mit Herkunftsnachweisen belegt ist.

E&M: Die Strompreise verfallen, die Vertriebsmargen auch: Ein Problem, mit dem auch Sie zu kämpfen haben?

Bächle: Für uns als Händler ist das Preisniveau relativ egal. Ob der Strom nun 35 oder 60 Euro pro Megawattstunde kostet, unser Spread bleibt eigentlich gleich. Das Preisproblem haben die Produzenten.

E&M: In Ihrem Fall also die Muttergesellschaft Verbund in Österreich.

Bächle: So ist es.

E&M: Wie sieht Ihre Kundenstruktur in Deutschland aus?

Bächle: Wir haben rund 150 Stadtwerke als Partner, mehr als 90 Prozent davon kaufen Strom aus Wasserkraft. Wir haben auch verschiedene Industriekunden und wollen in Zukunft insbesondere das Geschäft mit Industrie- und Gewerbekunden ausbauen, weil da auch der Wunsch nach Wasserkraft wächst.

E&M: Der ja nicht unendlich zu erfüllen ist …

Bächle: Natürlich nicht. Wir haben aus Wasser jährlich insgesamt eine Erzeugung von 30 Terawattstunden, vier davon in Deutschland, und das lässt sich nicht beliebig hochfahren.

E&M: Was dann heißt, dass Sie irgendwann nicht mehr lieferfähig sind beziehungsweise andere grüne Quellen nutzen müssen …

Bächle: Wasserkraft lässt sich tatsächlich nicht beliebig vermehren, aber der Verbund investiert auch in andere erneuerbare Energien: wir betreiben zum Beispiel seit einiger Zeit auch zwei Windparks in Deutschland. Generell bemühen wir uns auch verstärkt um die Direktvermarktung und um energienahe Dienstleistungen.

E&M: Ihre Mutter in Wien macht doch sicher Vorgaben: Im Jahr X müsst ihr in Deutschland Y Terawattstunden verkaufen …

Bächle: Diese Vorgaben gibt es natürlich.

E&M: Aber Sie verraten sie uns nicht …

Bächle: Nein, weil das in einem hart umkämpften Markt ein fließender Prozess ist und es irgendwann auch keinen Sinn mehr macht, stur irgendwelche Ziele zu verfolgen.

E&M: Das gilt sicher auch für die Direktvermarktung, wo sich immer mehr Unternehmen tummeln. Insider erzählen, dass Teilnehmer sich mit Dumpingpreisen in den Markt drücken.

Bächle: Der Preis ist enorm unter Druck geraten, es gibt einen Verdrängungswettbewerb, und ich kann mir vorstellen, dass die Anzahl der Anbieter wieder kleiner wird.

E&M: Aber Sie wollen dabei bleiben?

Bächle: Wir wollen ein Stück vom Kuchen, solange er für uns attraktiv ist.
 
Thomas Bächle: "Wasserkraft lässt sich nicht beliebig vermehren"
Bild: E&M
 

E&M: Die jährliche E&M-Ökostrom-Umfrage bei den Anbietern zeigt, dass der Markt stagniert, weil sowieso alles öko ist …

Bächle: Das bemerken wir auch: Viele Kunden fragen sich, wenn wir ohnehin über die EEG-Umlage für Ökostrom bezahlen, warum sollen wir dann noch einen speziellen Ökotarif wählen.
Trotzdem ist es schon noch ein Unterschied, wenn große Anbieter reine Ökostrom-Produkte anbieten, da funktioniert der Markt noch.

„Die Labels haben es noch schwerer, sich zu definieren“



E&M: Sie sprechen von Unternehmen wie LichtBlick oder Naturstrom …

Bächle: Oder von Greenpeace Energy und anderen, und auch von uns in unserem Marktsegment. Da geht es darum, über den Standard hinaus noch grünere Produkte anzubieten. Wir bieten Kunden an, gemeinsam mit uns und unserer Mutter Verbund zum Beispiel in Fischaufstiegshilfen oder andere Renaturierungsmaßnahmen zu investieren, um sich beim grünen Strom zu unterscheiden. Da spüren wir verstärkt Nachfrage.

E&M: Damit sind wir bei der Diskussion um die Qualität der Ökostrom-Labels, inwieweit betrifft Sie diese?

Bächle: Durch das jetzt recht transparente Herkunftsnachweisregister für grünen Strom haben es die Labels noch schwerer, sich zu definieren. Wir haben dabei gar kein Problem, weil wir uns den jeweiligen Anforderungen der Labels gut anpassen können: Wir können Strom scharf aus speziellen Kraftwerken liefern, aus neuen Anlagen, aus kleinen, aus großen, aus regionalen …
In die ganze Label-Diskussion mischen wir uns nicht intensiv ein, obwohl sie uns auch betrifft, wenn der Käufermarkt verunsichert ist.

E&M: Es gilt, Alleinstellungsmerkmale herauszuarbeiten …

Bächle: Daran arbeiten wir permanent, was unser Angebotsportfolio auch zeigt. Jenseits vom Vertrieb von Strom aus Wasserkraft bieten wir auch weitergehende Dienstleistungen. Als Beispiel nenne ich unsere Market-Access-Produkte oder Demand-Response-Modelle, die …

E&M: … die da sind …

Bächle: … die nicht mit zwei Sätzen zu beschreiben sind. Generell geht es darum, den Verbrauch unserer Kunden strompreisabhängig zu gestalten, also Lasten flexibel zu verschieben.

E&M: Das steuern Sie als Lieferant?

Bächle: Da arbeiten wir mit Dienstleistungsunternehmen zusammen, die bei unseren Kunden aufgeschaltet sind und dann mit diesen und mit uns kommunizieren.

Thomas Bächle
ist seit April 2012 Geschäftsführer der Verbund Trading & Sales GmbH in München, einer 100-Prozent-Tochter des größten österreichischen Stromlieferanten Verbund AG. Der Verbund erzielte 2013 einen Umsatz von 3,2 Mrd. Euro und gehört zu 51 Prozent dem österreichischen Staat.

Bächle ist Diplomingenieur und seit dem Jahr 2000 für das Mutterunternehmen tätig: Zunächst als Key Account Manager im Bereich der europaweiten Stromversorgung multinationaler Unternehmen und später als Koordinator für den Ausbau des Handels und Vertriebes erneuerbarer Energien. Von 2006 bis 2011 war Bächle Geschäftsführer einer Verbund-Tochter in Griechenland, die nach Unternehmensangaben zum führenden alternativen Stromanbieter auf dem griechischen Strommarkt wurde.

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Dezember, 10, 2014
Helmut Sendner
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Donnerstag, 11. Dezember 2014

Den Planern auf die Finger schauen

Bild: Peter Holz


In Hessen haben sich 53 von der Südlink-Trasse betroffene Kommunen zu einer Arbeitsgemeinschaft zusammengeschlossen.


Die Gemeinden wollen prüfen, ob die Gleichstromleitung tatsächlich notwendig ist und welche Alternativrouten es gibt. Außerdem soll geklärt werden, inwieweit eine Erdverkabelung möglich ist. Bei der konstituierenden Sitzung der Arbeitsgemeinschaft waren auch Vertreter der Bundesnetzagentur und des hessischen Wirtschaftsministeriums anwesend. Mit ihrer Interessensvertretung wollen die Kommunen sicherstellen, dass die Planungen der Trasse mit den Zielen der Raumordnung übereinstimmen und sowohl die Belange des Schutzes von Mensch und Natur berücksichtigen. Dazu gehört nach Ansicht der Gemeinden auch ein entsprechender Abstand der Leitung zu Siedlungen. Daher erging im Rahmen der Sitzung im osthessischen Neuenstein
auch an die Adresse der Landesregierung die Forderung, verbindliche Mindestabstandsflächen in der Landesplanung vorzugeben. Zum Vorsitzenden der Arbeitsgemeinschaft wurde einstimmig Walter Glänzer, der Bürgermeister von Neuenstein gewählt.

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Dezember 05, 2014
Fritz Wilhelm
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Statistik: Ausbaubedarf der Stromverteilnetze in Deutschland nach Szenario NEP B 2012 und dem Bundesländerszenario* bis 2030 (in Kilometern)

Statistik: ausbaubedarf der stromverteilnetze in deutschland nach szenario nep b 2012 und dem bundesländerszenario* bis 2030 (in kilometern) | statista Mehr Statistiken finden Sie bei Statista

Mittwoch, 10. Dezember 2014

Offshore-Windpark DanTysk liefert ersten Strom



Bild: Fotolia.com, zentilia 

Da die ersten Mühlen im Projekt DanTysk mit der Stromeinspeisung begonnen haben, ist absehbar, dass Deutschland noch in diesem Jahr die 1 000-MW-Grenze an installierter Offshore-Windleistung knacken wird.
Die ersten sieben Windturbinen des Offshore-Windparks DanTysk rund 70 km westlich der Nordseeinsel Sylt haben mit der Stromeinspeisung begonnen. Im gemeinsamen Projekt von Vattenfall (Anteil: 51 %) und den Stadtwerken München (Anteil: 49 %) sind insgesamt 80 Hochseewindpropeller aus dem Hause Siemens mit jeweils 3,6 MW Leistung vorgesehen. Die Installation der Anlagen hatte Mitte April begonnen und war nach gut vier Monaten abgeschlossen. Nach Ablauf der obligatorischen Testreihen gehen die Windturbinen dieser Tage sukzessive ans Netz.

Damit ist absehbar, dass Deutschland wohl noch in diesem Jahr noch die 1 000-MW-Marke an installierter Leistung auf See erreichen wird. Auf der Habenseite standen Ende vergangenen Jahres rund 520 MW. In diesem Jahr ist Borkum Riffgat, ein gemeinsames Projekt von EWE und dem Projektentwickler Enova, mit einer Leistung von 108 MW hinzugekommen. Bis zum Jahreswechsel soll auch alle 80 Windturbinen im Projekt Meerwind Süd-Ost nach Aussage der Betreibergesellschaft WindMW in Betrieb sein. Wenn die Zuschaltung der DanTysk-Anlagen in den kommenden Tagen zügig erfolgt, könnte die 1 000-MW-Grenze bereits vor dem Weihnachtsfest überschritten werden.

Neben DanTysk dürfte es noch im Projekt GlobalTech I, an dem unter anderem die HSE AG und wiederum die Stadtwerke München beteiligt sind, und eventuell im EnBW-Ostseewindpark Baltic II zu ersten Stromeinspeisungen kommen.

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Dezember 3, 2014
Ralf Köpke
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Amprion setzt bei Neubau auf Abstand

Bild: Fotolia.com, Gina Sanders 

Der Übertragungsnetzbetreiber hat als Bauplatz für eine neue Gleichstrom-Wechselstrom-Konverterstation die Fläche mit dem größten Abstand zur geschlossenen Bebauung ausgesucht. Die Wahl ist auf einen Standort in Kaarst westlich von Düsseldorf gefallen. Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion setzt beim Bau der geplanten HGÜ-Trasse Ultranet auf Deeskalation. Für den Bau einer HGÜ-Konverterstation in der Nähe von Neuss hat sich das Unternehmen jetzt für die Fläche entschieden, die den größten Abstand zur geschlossenen Wohnbebauung aufweist: Die Anlage, in der die Umwandlung zwischen Gleich- und Wechselstrom stattfinden wird, soll auf der so genannten Kaarster Dreiecksfläche errichtet werden. Kaarst ist ein kleiner Ort westlich von Düsseldorf. Von allen untersuchten Standorten weise diese Fläche mit 1 300 m den größten Abstand zu den nächsten Siedlungen auf, heißt es in einer Mitteilung von Amprion. Das Ergebnis der Standortsuche sei dem Rhein-Sieg-Kreis und den Kommunen in einer Informationsveranstaltung mitgeteilt worden. Amprion hatte ein Gutachten zur methodischen Suche nach dem besten Standort für den Konverter in Auftrag gegeben. Der jetzt favorisierte Standort Kaarster Dreiecksfläche gehörte nicht zu den ursprünglich angedachten Standorten, sondern war dem Unternehmen von dritter Seite vorgeschlagen worden. „Das gutachterliche Ergebnis zeigt, dass die sogenannte Dreiecksfläche (Kaarst) und der Standortbereich an der bestehenden Anlage Gohrpunkt (Rommerskirchen/Dormagen) gleichwertig für den Bau eines Konverters geeignet sind“, teilte Amprion mit. Wegen des größeren Abstands zur Bebauung sei jetzt die Fläche in Kaarst favorisiert. Alle anderen möglichen Standorte werden nicht weiter verfolgt. Insgesamt waren 19 mögliche Standortbereiche untersucht worden. Bevor die Anlage in Kaarst gebaut werden kann, muss noch ein Zielabweichungsverfahren im Rahmen der raumordnerischen Planung stattfinden. Bislang ist die Fläche als „Bereich für die Sicherung und den Abbau oberflächennaher Bodenschätze“, also den Kiesabbau, ausgewiesen. Die HGÜ-Verbindung Ultranet soll Strom in Nord-Süd-Richtung transportieren und ab 2019 auch die wegfallende Kernenergieerzeugung am Standort Philippsburg in Baden-Württemberg ersetzen. Ein Großteil der Gleichstrom-Leitungen soll über vorhandene Freileitungsmasten geführt werden, so dass keine umfangreichen neuen Trassen errichtet werden müssen.

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Dezember 04, 2014

Timm Krägenow

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Dienstag, 9. Dezember 2014

Die neue Eon: Mehr Abschied als Aufbruch



Bild: Fotolia.com, Do Ra


Der Düsseldorfer Konzern teilt sich in zwei Unternehmen – doch weder der
roten noch der grauen Gesellschaft ist der Erfolg in die Wiege gelegt.
Hoffnung auf interessierte Käufer hat offenbar niemand. Der
Eon-Aufsichtsrat hat am 30. November beschlossen, alle Kohle-, Gas- und
Kernkraftwerke sowie den Stromhandel und das Gas-Upstream-Geschäft in
eine neue Gesellschaft auszulagern. Die neuen Aktien werden aber nicht
mit einem öffentlichen Börsengang neuen Aktionären angeboten, was
frisches Kapital in die Kassen spülen würde. Ein öffentliches
Kaufangebot gilt offenbar als nicht aussichtsreich. Stattdessen soll
jeder bisherige Eon-Aktionär zusätzlich Aktien des neuen Unternehmens
ins Depot gelegt bekommen. Eon geht einen mutigen, aber auch
verzweifelten Schritt: Die alte Energiewelt mit Kohlestaub, Uran und Gas
wird ausgelagert. Damit verabschiedet sich die rote Eon von all dem,
was sie bis vor kurzem noch als ihr Kerngeschäft definierte. Der 30.
November 2014 wird in die Geschichte der Energiewirtschaft als das
Sterbedatum der Verbundkonzerne alter Art eingehen. Die
Neuaufstellung ist mehr Abschied als Aufbruch. Eon trennt sich vor allem
von den Risiken des klassischen Erzeugungs-Geschäfts – sowohl von den
finanziellen Unwägbarkeiten als auch von den Reputationsrisiken.

Trennung von den Risiken der klassischen Erzeugung

Einen so tiefen Fall hatte sich noch vor sieben Jahren niemand vorstellen
können. 2007 war die größte Sorge des Konzerns die Abwehr einer
feindlichen Übernahme aufgrund übergroßer eigener Geldvorräte. Um die
Milliarden loszuwerden, kaufte das Eon-Management unter anderem in
Spanien und Italien Unternehmensbeteiligungen ein – deutlich überteuert,
wie sich bald herausstellte. Noch 2013 schwärmte Eon-Chef Johannes
Teyssen seinen Aktionären vor, dass sie bald von den milliardenschweren
Kraftwerksinvestitionen in Russland, Brasilien und der Türkei
profitieren würden. Gleichzeitig kündigte er eine Reduktion des
Engagements in Deutschland an. Doch unzuverlässige Partner,
Währungsschwankungen und die sonstigen Risiken von Auslandsinvestments
haben auch diese Träume platzen lassen. Mittlerweile hat das Unternehmen
mehr als 30 Mrd. Euro Schulden. Daraus werden jetzt die Konsequenzen
gezogen. Die Kohle- und Kernkraftwerke von Eon werden demnächst
unter einem neuen, vielleicht grauen Logo firmieren. Von diesen
Belastungen befreit, kann die rote Eon dann die eigene, zwar sehr
bekannte, aber ziemlich ramponierte Marke in den Augen der Kunden wieder
aufpolieren. Es würde nicht erstaunen, wenn das rote Logo bald einen
grünen Touch bekäme.

Aufteilung in eine "rot-grüne" und eine "graue" Eon

Konzentrieren will sich die neue rot-grüne Eon künftig auf erneuerbare Energien,
Energienetze und Kundenlösungen. Bei den Erneuerbaren startet sie
allerdings auf sehr niedrigem Niveau. Mehr als 175 Mrd. kWh Strom hat
der Gesamtkonzern 2013 weltweit produziert. Davon kamen nur 12,4 Mrd.
kWh aus Windenergie. Das sind knapp sieben Prozent. In Deutschland hat
das Unternehmen 84,2 Mrd. kWh produziert, davon nur 0,3 Mrd. kWh aus
Windenergie – weniger als ein halbes Prozent. Die Photovoltaik, die die
rot-grüne Eon jetzt ebenfalls als Zukunftshoffnung nennt, taucht in der
Eon-Statistik für 2013 noch nicht einmal auf. Bei den Punkten
zwei und drei der neuen Strategie – Netze und Kundenlösungen – hat Eon
in den letzten Jahren alles getan, um sich selbst so intensiv wie
möglich zu schwächen. Noch im vergangenen Jahr hat der Konzern die
Verkäufe seiner Regionalversorger Eon Westfalen Weser, Eon Thüringer
Energie und Eon Mitte abgewickelt und damit auch große Netze abgegeben.
Auch das Endkundengeschäft galt in den letzten Jahren als nicht
attraktiv. 2003 setzte Eon Energie 269 Mrd. kWh Strom ab. Zehn Jahre
später betrug der Stromabsatz in Deutschland nur noch 160 Mrd. kWh. Das
heißt, die Zahl der Endkunden ist in den letzten Jahren systematisch
reduziert worden. Jetzt soll es auf einmal in die andere Richtung gehen.
Die neue Eon will „in allen Zielmärkten ‚Klassenbester‘ bei der
Kundenzufriedenheit sein“, sagt Vorstandschef Teyssen seit Ende
November. Weithin unklar ist, was die neue Eon künftig unter dem
Stichwort „Kundenlösungen“, der dritten Säule ihrer neuen Strategie,
anbieten will. Für virtuelle Kraftwerke, Contracting, Smart Home werden
im Vergleich zu spezialisierten Startups in vielen Fällen schlicht die
Overhead-Kosten zu hoch sein. Schließlich soll die rot-grüne Eon auch
künftig rund 40 000 der heute mehr als 60 000 Eon-Beschäftigen in Lohn
und Brot halten. Wovon die alle bezahlt werden sollen? Darauf muss das
Unternehmen eine Antwort finden.

Schicksal der grauen Eon ist abhängig von Strompreisen

Die Geschäftsaussichten der neuen Gesellschaft, der grauen Eon, sind
äußerst durchwachsen: Der Wert der Kohle- und Gaskraftwerke befindet
sich gemeinsam mit dem Strompreis im freien Fall. Genauso geht es dem
Handelsgeschäft, das ebenfalls in die neue Gesellschaft wechseln soll:
Es gibt kaum noch überraschende Preisausschläge an den Strom- und
Gasmärkten, mit denen sich im großen Stil Geld verdienen lässt.
Gleichzeitig nehmen die fallenden Ölpreise und die Fracking-Erfolge in
den USA dem auf Gas konzentrierten Rohstoffgeschäft die Berechenbarkeit.
Kurz: In der grauen Eon werden die Gewinnaussichten und Risiken nur
schwer zu prognostizieren sein. Steigen die Preise für Strom und Gas,
kann die graue Eon reüssieren. Sinken die Preise und halten die
gesellschaftlichen Aversionen gegen Großkraftwerke an, ist weiterer
Abschreibungsbedarf in Milliardenhöhe vorhergesagt. Auch die
Kernkraftwerke sollen in die graue Eon wechseln. Völlig offen ist, ob
die Politik die rot-grüne Eon, die wertvolle Assets wie Netze und
Immobilien behalten wird, aus der Haftung für die Entsorgung der
Kernkraftwerke entlassen wird. Eon teilt sich von einem Unternehmen
in zwei. Aber keine der beiden künftigen Gesellschaften ist der Erfolg
in die Wiege gelegt. Macht das Management weiterhin so viele erratische
Wendungen wie bisher, können sowohl die rote als auch die graue Eon zu
echten Problemfällen werden.

Die Eon-Stromerzeugung 2013 weltweit

in Mrd kWh in Prozent
Kernenergie 56,1 31,9
Braunkohle 4,3 2,4
Steinkohle 62,7 35,7
Erdgas/Öl 23,6 13,4
Wasserkraft 15,8 8,9
Windkraft 12,4 7
Sonstige 1 0,6
Gesamt 175,9


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Dezember 02, 2014
Timm Krägenow
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Sonntag, 7. Dezember 2014

Eon vor historischem Umbau

Deutschlands größter Stromkonzern stellt sich neu auf: Die erneuerbaren Energien stehen künftig im Mittelpunkt, während das konventionelle Geschäft in ein neues Unternehmen überführt werden soll. Für eine der wohl wichtigsten Pressekonferenzen in der Eon-Geschichte war der Rahmen nüchtern und kühl gewählt: Sozusagen auf dem Flur, im Eingangsbereich der Düsseldorfer Unternehmenszentrale, verkündeten Vorstandschef Johannes Teyssen und ein Teil seiner Vorstandskollegen am 1. Dezember Epochales: Der Energiekonzern will sich künftig auf erneuerbare Energien, Energienetze und auf sogenannte Kundenlösungen konzentrieren. Das konventionelle Geschäft, sprich die Erzeugung in allen fossilen und atomaren Kraftwerksblöcken sowie mit den zahlreichen Wasserkraftwerken und der Energiehandel sollen in ein neues Unternehmen überführt und in absehbarer Zeit an die Börse gebracht werden. Mit diesem radikalen Umbau reagiert Eon auf die seit Jahren zu beobachtende Veränderung auf den Energiemärkten. Die Erkenntnis, dass die Zeiten, in denen sich mit großen, zentralen Kraftwerkseinheiten Milliardengewinne einfahren ließen, unweigerlich zu Ende geht, hat die Eon-Zentrale schon seit geraumer Zeit erfasst. An der eingeleiteten Energiewende, das hatte Vorstandschef Teyssen in den zurückliegenden Monaten mehrmals betont, werde Eon jedenfalls nicht rütteln. Spätestens seit dem Gau von Fukushima im März 2011 war sich der Eon-Vorstand der Zeitenwende in der heimischen Energieversorgung bewusst. Hatten es die großen Energiekonzerne, mit Eon und RWE an der Spitze, im Jahr davor noch geschafft, den beschlossenen Atomausstieg rückgängig zu machen, führte ihnen die erneute Kehrtwende der Bundesregierung mit dem endgültigen Atom-Aus bis 2022 ihre deutlich gesunkenen Einflussmöglichkeiten drastisch vor Augen. Die Neupositionierung bei Eon habe gut ein Jahr lang gedauert. Das endgültige grüne Licht hatte der Aufsichtsrat Ende November gegeben. „Wir haben diesen Umstrukturierungsprozess ohne Strategieberater, sondern mit unseren eigenen Führungskräften und Mitarbeitern vollzogen“, berichtete Teyssen von der Genesis. Eon sei „kein Getriebener“, man habe sich zu der Umstrukturierung aus freien Stücken entschieden. Was angesichts des aktuellen Schuldenstands von rund 31 Mrd. Euro so nicht ganz richtig ist. Bis heute hatte der Eon-Vorstand keine schlüssige Antwort gefunden, wie diese immensen Schulden im Energiewende-Zeitalter abgebaut werden sollten. Auch als Hoffnungsträger auserkorene neue Märkte wie beispielsweise Brasilien haben bislang mehr Geld gekostet als gebracht. Zufrieden zeigte sich der Vorstandschef, dessen Vertrag erst im zurückliegenden Jahr bis 2018 verlängert worden ist, vor allem von der Tatsache, dass die Umbaupläne trotz des zeitlich langen Vorlaufs nicht an die Öffentlichkeit gedrungen sind: „Das hätte die Glaubwürdigkeit unseres Vorhabens insbesondere gegenüber unserer Belegschaft nachhaltig beschädigt.“ Nach den vom Eon-Vorstand vorgestellten Plänen sollen rund zwei Drittel der heute etwa 60 000 Beschäftigen für die „neue Eon“ arbeiten, die ihre Zentrale weiterhin in Düsseldorf behält. Künftig will sich Eon auf erneuerbaren Energien, Energienetze und Kundenlösungen konzentrieren, wobei Teyssen allerdings offen ließ, welche Aktivitäten genau unter den Obergriff Kundenlösungen fallen. Mit Eon Connecting Energies hatte der Energiekonzern vor Jahren ein Tochterunternehmen gegründet, das für Industriekunden Effizienz- und Einsparmaßnahmen umsetzt. Den Anspruch, den der Eon-Vorstand mit der neuen Drei-Säulen-Ausrichtung verbindet, ist nicht unbescheiden: „Wir wollen bevorzugter Partner unserer Kunden und in allen unseren Märkten Klassenbester bei der Kundenzufriedenheit sein“, so Teyssen. Wo und wann Eon künftig in erneuerbare Kraftwerke investieren wird, ließ der Vorstand bei der Strategie-Präsentation offen. Klar ist nur, dass der Energiekonzern für das kommende Jahr seinen Investitionsetat von bislang 4,3 Mrd. Euro um 500 Mio. aufstocken wird. In dem noch neu zu gründeten Unternehmen will Eon sozusagen den großen Rest unterbringen – und zwar Eon Generation, das Handelsgeschäft von Eon Global Commodities, Eon Exploration & Production, das von Eon Russia geführte Erzeugungsgeschäft in Russland sowie die Beteiligungen an dem russischen Gasfeld Yushno Russkoye, an der Nord-Stream-Pipeline sowie an dem neuen brasilianischen Tochterunternehmen Eneva. Dieses neue Unternehmen soll, so Teyssen, frei von allen finanziellen Verpflichtungen im Verlaufe des Jahres 2016 sein Geschäft beginnen können: „Das gibt es nirgendwo in Europa“. Auch dank einer guten Kapitalausstattung gibt Teyssen dem abgespalteten Unternehmensteil, dessen Zentrale für die „Rhein-Ruhr-Region“ vorgesehen ist, gute Chancen: „Es steht noch nicht in den Büchern geschrieben, welches der beiden Unternehmen, Eon oder die neue Gesellschaft, in fünf Jahre die erfolgreichere sein wird.“ Bevor Eon zu neuen Ufern aufbricht, muss sich das Unternehmen mit den irdischen Widrigkeiten herumschlagen. Finanzvorstand Klaus Schäfer kündigte an, das Eon angesichts der Baisse am Kraftwerksmarkt und dem mauen Geschäft in Südeuropa für das laufende Geschäftsjahr Abschreibungen von 4,5 Mrd. Euro vornehmen müsse. Absehbar ist damit, dass der Energiekonzern im kommenden Frühjahr eine Bilanz mit tiefroten Zahlen präsentieren wird. Was auf die Dividende durchschlägt: Für dieses und das kommende Jahr hat der Vorstand eine Dividende von 50 Cent vorgeschlagen. Im Vergleich zum 2013 sind das 10 Cent weniger. Auch wenn Teyssen und seine Vorstandskollegen die Zukunft beider Unternehmen, der neuen Eon sowie des Bündelunternehmens mit allen abgespalteten Geschäftsaktivitäten, in ziemlich rosaroten Farben malten, ist eine Entwicklung absehbar: Mit Eon zwingt die Energiewende den Branchenprimus zu einem Bruch mit seiner Vergangenheit und seinen Wurzeln, weitere heutige Energiegrößen dürften folgen.

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Dezember 1, 2014

Ralf Köpke

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Donnerstag, 4. Dezember 2014

Bundesanzeiger bei Konzessionsverträgen immer Pflicht

Bild: Fotolia.com, H-J Paulsen

Auch eine vorzeitige Beendigung von Konzessionsverträgen muss im Bundesanzeiger veröffentlicht werden. Das hat der Bundesgerichtshof (BGH) in einem Grundsatzurteil entschieden. Auf das BGH-Grundsatzurteil vom 18. November (Az. EnZR 33/13) weist die Kanzlei Becker Büttner Held (BBH) hin. Unterbleibt demnach die Bekanntmachung, wird der neu abgeschlossene („verlängerte“) Konzessionsvertrag nichtig. Läuft ein Konzessionsvertrag regulär aus, muss die Bekanntmachung laut BBH nach § 46 Abs. 3 Satz 1 EnWG im Bundesanzeiger erfolgen. Für den Sonderfall der vorzeitigen Beendigung eines Konzessionsvertrages enthalte § 46 Abs. 3 Satz 3 EnWG zwar keinen ausdrücklichen Hinweis auf das Bekanntmachungsmedium. Der BGH hat nun aber klargestellt, dass auch eine vorzeitige Beendigung eines Konzessionsvertrages im Bundesanzeiger bekannt gemacht werden muss. Sonst wird nach Informationen der Kanzlei der neu abgeschlossene Vertrag schlicht nichtig.

Veröffentlichung im Deutschen Ausschreibungsblatt ist zu wenig

In dem BGH-Fall ging es um einen Stromkonzessionsvertrag für den eingemeindeten Ortsteil Schierke der Stadt Wernigerode. 2006 vereinbarte die ehemals selbständige Gemeinde Schierke mit der Avacon AG die vorzeitige Beendigung des noch bis 2011 laufenden Konzessionsvertrages. Dies gab sie im Deutschen Ausschreibungsblatt bekannt. Anschließend wurde ein neuer Konzessionsvertrag abgeschlossen. Nach der Eingemeindung im Jahr 2009 wies die Stadt Wernigerode die Avacon AG darauf hin, dass sie den vorzeitig verlängerten Vertrag wegen der unterbliebenen Bekanntmachung im Bundesanzeiger für unwirksam halte. Der BGH entschied zugunsten von Wernigerode. Mit dem Urteil bestätigten die Richter des BGH nach Ansicht von BBH indirekt auch eine Entscheidung des OLG Düsseldorf vom 12. März 2008 (Az. VI-2 U (Kart) 8/07), nach der neu abgeschlossene Konzessionsverträge – erst recht dann – nichtig sind, wenn überhaupt keine Bekanntmachung erfolgt ist.

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November 27, 2014

Heidi Roider

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Branche sieht Gabriels Klimapläne skeptisch

Bild: Fotolia.com, Nicole Effinger

Die Kraftwerksbetreiber hätten sich gewünscht, dass die Pläne des
Wirtschaftsministers zur Reduktion der Emissionen gemeinsam mit dem
neuen Strommarktdesign und ihrer Forderung nach einem Kapazitätsmarkt
diskutiert werden. Doch davon wollte das Ministerium beim Gespräch am
24. November nichts wissen. Die deutschen Energieunternehmen haben sehr
zurückhaltend auf die Ankündigung von Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel
reagiert, die CO2-Emissionen der Kraftwerke bis zum Jahr 2020 um 22
Mio. Tonnen Kohlendioxid reduzieren zu wollen. Aus Branchenkreisen hieß
es, das Gespräch zwischen dem Wirtschaftsminister und den Chefs der
wichtigsten Kraftwerksbetreiber am Abend des 24. November im
Wirtschaftsministerium in Berlin sei eher einseitig verlaufen. Im
wesentlichen habe die politische Seite ihre Pläne vorgestellt. Zugleich
war in der Branche die Einschätzung zu hören, dass die Reduktionsmenge
von 22 Mio. t CO2 verteilt auf mehrere hundert Kraftwerke für die
einzelnen Unternehmen voraussichtlich kein völlig unüberwindliches
Problem darstellen werde. Der Bundesverband der Energie- und
Wasserwirtschaft (BDEW) teilte nach dem Gespräch offiziell mit: „Ein
Dialog über weitere Maßnahmen muss .. eingebettet werden in die
zukünftigen Perspektiven des Strommarktes und die zukünftige
Ausgestaltung des Gesetzes zur Regelung der effizienzsteigernden und
klimafreundlichen Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Die Branche hat deutlich
gemacht, dass die gegenwärtig äußerst schwierige Lage im deutschen
Kraftwerkspark ohne den notwendigen Gesamtrahmen keinen Spielraum für
weitere einseitige Vorleistungen zulasse.“ Die Teilnehmer hätten ihre
Bereitschaft geäußert, an einem klimafreundlichen Umbau des
Kraftwerksparks mitzuwirken, der auf wettbewerblichen Maßnahmen basiere,
teilte der BDEW in seiner Stellungnahme mit.

Klimaschutz ohne große Debatte umsetzen

Während
des Gesprächs stieß der Wunsch der Branche, die Regelung ihres
Klimaschutzbeitrags in die Gesamtdebatte zum Marktdesign einzubetten und
möglichst schnell auch einen Kapazitätsmarkt zu beschließen, offenbar
beim Wirtschaftsminister nicht auf offene Ohren. Mehr oder weniger
unverblümt bekamen die Branchenvertreter mitgeteilt, dass die
Vorstellungen des Ministeriums zum Klimaschutz jetzt so und ohne größere
Debatte umgesetzt würden. In dem Ministeriumspapier mit dem
Titel „Entscheidungsbedarf Energie- und Klimakabinett am 3. Dezember
2014“ werden die Grundzüge der geplanten Auflage für alle
Kraftwerksbetreiber beschrieben, zur Senkung der Emissionen beizutragen:
„Zur Erreichung des nationalen Klimaschutzziels muss der zusätzliche
Minderungsbeitrag der Stromerzeugung mindestens 22 Mio. t CO2 betragen.
Die 22 Mio. t werden auf fossilen Kraftwerke gleichmäßig verteilt.“ Die
Kraftwerksbetreiber könnten dann frei entscheiden, wie sie die ihnen
auferlegten Minderungsbeiträge dauerhaft erbringen: Sie „können sie
gleichmäßig auf ihre Kraftwerke verteilen, auf einzelne Anlagen
konzentrieren und zwischen Anlagen übertragen. Damit wird ihnen ein
Maximum an Flexibilität gewährt.“ Gleichzeitig werde so der Effekt auf
die Preise am Großhandelsmarkt minimiert. Die Umsetzung der
Reduktionsverpflichtung soll per Gesetz erfolgen, heißt es in dem
Papier: „Die Minderungsbeiträge werden auf 5 Jahre verteilt (2016 bis
2020); d.h. der Kraftwerkspark müßte seine CO2-Emissionen pro Jahr um
4,4 Mio. t senken. (Zur Einordnung: Die CO2-Emissionen des Stromsektors
betrugen im Jahr 2009 294 Mio. t und 2013 316 Mio. t.) Die Verteilung
der Minderungsbeiträge auf die fossilen Kraftwerke könnte z.B.
proportional gemäß einem Dreijahresdurchschnitt der gemeldeten
Emissionen im Rahmen des Emissionshandels erfolgen. Ausgenommen würden
der Wärmeanteil der KWK-Anlagen und Kraftwerke, die zur Stilllegung
angemeldet wurden.“

Hoffnungen für Kapazitätsreserven

In
dem Papier stellt das Ministerium den Betreibern auch in Aussicht, dass
die Bundesregierung „voraussichtlich“ auch über eine „Kapazitätsreserve
zur Absicherung“ entscheiden wird. Kraftwerke, die am Markt nicht mehr
rentabel sind, aber zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit
benötigt werden, könnten mit dieser Reserve auf eine neue Einnahmequelle
hoffen. Derzeit geht die Bundesregierung davon aus, dass zur
Erreichung des nationalen Klimaschutzzieles von 40 Prozent bis 2020 noch
eine Lücke von fünf bis acht Prozentpunkten besteht. Um das Ziel noch
zu erreichen, müssten für die Treibhausgas-Reduktion um weitere fünf
Prozentpunkte bis 2020 weitere 62 bis 100 Mio. Tonnen Kohlendioxid
eingespart werden. Davon soll der Verkehr 10 Mio. t erbringen, die
Landwirtschaft 3 Mio. t, der Bereich Sonstiges (Abfall) 2 Mio. t, die
Verbesserung der Energieeffizienz 25 Mio. t und die Stromerzeugung 22
Mio. t. Soll bis 2020 eine weitere Reduktion um 8 Prozent erreicht
werden, würde der Reduktionsbeitrag der Effizienz auf 30 Mio. t und bei
der Stromerzeugung insgesamt auf 55 Mio. t ansteigen.

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November 25, 2014

Timm Krägenow

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Mittwoch, 3. Dezember 2014

Rund ein Viertel der Grundversorger senken Preise

Bild: Fotolia.com, Mirko 

Mehr als 200 Grundversorger, darunter viele Stadtwerke, werden ihre Preise zum Jahreswechsel um durchschnittlich 2,3 Prozent senken. Damit wird Strom für Haushaltskunden erstmals seit Jahren wieder etwas günstiger. Den Spitzenplatz im Preiskarussell der vergangenen Wochen hat ein Kommunalversorger für sich entschieden: Die Stadtwerke Amberg senken ihre Preise um 9,26 Prozent, wenn man die Preise auf Grundlage eines Durchschnittsverbrauchs von 5 000 kWh/Jahr heranzieht. Das hat das Vergleichsportal Check24 auf Basis von Daten der Get AG errechnet. Dahinter folgen die Stadtwerke Achim und die Stadtwerke Bad Neustadt an der Saale. Auch große Stadtwerke wie München, Aachen, Düsseldorf oder Versorger wie EnBW und enviaM sind unter denen, die zum 1. Januar 2015 sinkende Kosten an ihre Endverbraucher weitergeben. Nicht wenige Stromversorger geben einen ähnlichen Grund für Preissenkungen an wie die Amberger. Auf der einen Seite konnten sie die Beschaffungskosten reduzieren und auf der anderen Seite profitieren sie unter anderem von reduzierten Netzentgelten. Im Netzgebiet der Stadtwerke Amberg fielen die Entgelte laut Unternehmensangaben für Tarifabnahmestellen um 0,20 Ct/kWh. Kombiniert mit den insgesamt geringeren staatlichen Abgaben und Umlagen ergibt sich so für das nächste Jahr eine „Reduktion des Arbeitspreises um 0,38 Ct/kWh brutto". Damit nicht genug: „Wir freuen uns, dass wir aufgrund gesunkener Beschaffungskosten und der ebenfalls gesunkenen Strompreisbestandteile eine Senkung des Arbeitspreises zum 1. Januar 2015 von brutto 0,89 Ct/kWh ankündigen können“, sagt Thomas Reiß, Abteilungsleiter Energiehandel & Vertrieb der Stadtwerke Amberg Versorgungs GmbH.

Ökostromanbieter senken die Preise ebenfalls

Auch die unabhängigen Ökostromanbieter bieten zum Teil niedrigere Preise an. LichtBlick konnte jüngst die zweite Preissenkung in Folge verkünden und geht nun mit einem Arbeitspreis von 26,44 Ct/kWh auf Kundenfang. Der Versorger ist damit unter den klassischen Grünstromern, die seit Beginn der Liberalisierung tätig sind, der preiswerteste Anbieter. Einen deutlichen Sprung nach vorne unter den günstigsten Anbietern hat Greenpeace Energy gemacht: Hatte die bundesweit größte deutsche Energie-Genossenschaft die teuersten Preise im Portfolio, so können sich Kunden über eine Preissenkung von einem Cent auf 26,65 Ct/kWh freuen. Erst Anfang Dezember wird die Naturstrom ihre neuen Preise bekanntgeben: Wie zu hören ist, können Bestandskunden ab dem 1. März nächsten Jahres mit niedrigeren Tarifen rechnen. Dagegen bleiben bei den Elektrizitätswerken Schönau die Strompreise für Privatkunden unverändert. Die vor allem im Südwesten gestiegenen Netzentgelte hätten eine Preissenkung verhindert, heißt es im Südschwarzwald. Unter den grünen Newcomern werden die Grünstromwerke ihre Preise im Schnitt um 0,5 Ct/kWh senken, was sich insbesondere auf die von dem Unternehmen angebotenen Regionaltarife positiv auswirkt. Die Preissenkung ist beachtenswert, da die Grünstromwerke 25 Prozent Solarstrom in ihren Mix integrieren.

Preisanpassungen 2015 Bild: Get AG
Insgesamt haben zum bevorstehenden Jahreswechsel laut der Datenbank der Get AG 207 Unternehmen in der Grundversorgung durchschnittliche Preissenkungen von 2,3 Prozent angekündigt. Die Marktanalysten gehen dabei von Haushaltskunden mit einem Jahresverbrauch von 3 500 kWh aus. Damit senkt rund ein Viertel der Grundversorger die Preise, nur 13 Unternehmen in der Grundversorgung werden ihre Preise um durchschnittlich drei Prozent erhöhen. Verbraucherschützer sehen darin bereits eine Trendwende und fordern weitere Preissenkungen in der Grundversorgung. Eine von ihnen in Auftrag gegegebene Studie habe vor allem für die Grundversorgung durchaus beachtliche Margensteigerungen ergeben, argumentiert beispielsweise die Verbraucherzentrale NRW. „Die Grundversorgung ist kein Tarif wie jeder andere, sondern dient auch im geöffneten Strommarkt noch der staatlichen Daseinsvorsorge“, sagt Wolfgang Schuldzinski, Vorstand der Verbraucherzentrale NRW. Die Preise müssten deshalb möglichst günstig sein und sich an den entstehenden Kosten orientieren.

Endgültige Netzentgelte stehen noch nicht fest

Der BDEW verwehrt sich, bereits von einer Signalwirkung zu sprechen. „Es ist zu früh, aus den bislang bekanntgewordenen Strompreissenkungen bereits einen allgemeinen Trend abzuleiten“, sagt Hildegard Müller, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung. Es gebe schließlich rund 1 200 Stromversorger in Deutschland und die Mehrzahl habe keine Preisänderungen zum Jahreswechsel bekanntgegeben. „Von flächendeckenden Preissenkungen können wir auf Basis unserer Daten leider nicht sprechen“, sagt auch Jan Lengerke, Mitglied der Geschäftsleitung bei Verivox. Der BDEW betont, dass der Strompreis von vielen Faktoren beeinflusst werde und stark von der jeweiligen Situation des Unternehmens abhängig sei. Trotz der gesunkenen Beschaffungskosten muss in vielen Regionen aufgrund des steigenden Ausbaubedarfs der Netze beispielsweise mit weiter steigenden Netzentgelten gerechnet werden.“ Dies könnte dazu führen, dass die in der Vergangenheit niedrigeren Strompreise am Handelsmarkt „lediglich ausgeglichen oder sogar überkompensiert werden“, so Müller. Das Energieberatungsunternehmen Ispex sieht in den regional sehr unterschiedlichen Netzentgelten ebenfalls eine wichtige Stellschraube, die für „die Höhe der Strompreise an Bedeutung gewinnen wird“ und damit auch die Preise für Endverbraucher beeinflussen werde. Der BDEW rechnet damit, dass künftig in vielen Regionen die Netzentgelte aufgrund des erforderlichen Aus- und Umbaus der Verteil- und Übertragungsnetze eher steigen als fallen werden. Wie sich das auf den Strompreis für den Endkunden auswirke, müsse sich jedoch zeigen. Am 21. November hat auch RWE Strompreissenkungen angekündigt, aber keine Tarife bekanntgegeben. Der Konzern will die endgültigen Netzentgelte abwarten. Nach der Erfahrung der Get AG ist da auch noch mit nachträglichen Korrekturen bis Jahresende zu rechnen, da die Preisblätter der Netzbetreiber vom 15. Oktober mit dem Vermerk Vorbehalt gekennzeichnet wurden. Laut dem Unternehmen gab es beim letzten Jahreswechsel bei rund der Hälfte der Netzbetreiber noch einmal Korrekturen.

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Oktober 6, 2014

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Dienstag, 2. Dezember 2014

Britische Medien kritisieren „absurde deutsche Energiepolitik”




 Bild: Mibrag 

Ein Brief von Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel an den neuen schwedischen Premierminister Stefan Löfven hat in den britischen Medien für Schlagzeilen gesorgt.


Ein Brief von Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel an den neuen schwedischen Premierminister Stefan Löfven hat in den britischen Medien für Schlagzeilen gesorgt.
In dem Schreiben soll Gabriel an Löfven appelliert haben, Einfluss auf den staatlichen schwedischen Stromkonzern Vattenfall auszuüben, meldete die Financial Times (FT) am 24. November. Ziel sei es, die Ausbaupläne für den Braunkohle-Tagebau in Brandenburg und Sachsen nicht in der Schublade verschwinden zu lassen. Die Braunkohle-Verstromung müsse neu belebt werden, statt die Abbaubetriebe und die Kraftwerke zu verkaufen. Andernfalls gebe es, so Gabriel, „sehr ernsthafte Folgen für die Stromversorgung und die Arbeitsplätze“. Das Ganze sei für Gabriel ein wichtiges persönliches Anliegen und er wäre dankbar, wenn Löfven seinen Einfluss entsprechend ausüben würde, schreibt die FT.

Der Vorgang veranlasste die Wirtschaftszeitung zu einem bissigen Kommentar über die wachsende „Absurdität der deutschen Energiepolitik“. Aufgrund des hohen Anteils volatiler erneuerbarer Energien sei die absurde Situation entstanden, dass Deutschlands Stromversorgung nicht mehr sicher sei. Ausgerechnet im Land der heftig propagierten Energiewende müsse nun zunehmend Strom aus Kohlekraftwerken für die Deckung des Energiebedarfs bereitgestellt werden. Zudem müssten deutsche Haushalte mehr als zwei Mal so viel für ihren Strom bezahlen wie Privatkunden in den USA. Durch den Anstieg der Strompreise um 30 Prozent in den vergangenen vier Jahren drohe die deutsche Industrie ihre internationale Wettbewerbsfähigkeit zu verlieren. Dies sei gefährlich zumal Deutschland in diesem Herbst gerade noch so eben an einer Rezession vorbei geschlittert sei. Ein Patentrezept sieht allerdings die FT auch nicht. Denn eine Abkehr vom Beschluss aus der Kernenergie auszusteigen, brächte zwar bezahlbaren sauberen Strom, wäre aber in Deutschland politisch wohl nicht durchzusetzen. Bis 2050, wenn die Energiewende abgeschlossen sein soll, seien von und in Deutschland deshalb zugleich hauptsächlich höhere Emissionen und höhere Preise zu erwarten.

Ende Oktober hatte Vattenfall-Chef Magnus Hall bei der Präsentation der Neun-Monats-Bilanz angekündigt, die Braunkohle-Aktivitäten in Deutschland verkaufen zu wollen. Das Unternehmen hat sich auch auf Drängen der Mitte-Links-Regierung in Stockholm der konsequenten Emissionsreduktion verpflichtet und will diese Konzernstrategie auch umsetzen.
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November 26, 2014
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Montag, 1. Dezember 2014

Eon setzt türkisches Stromprodukt auf

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Der Düsseldorfer Eon-Konzern will mit einem neuen Stromprodukt bei den türkischen Haushalten in Deutschland punkten. Mit der neuen Strommarke "Enerji Almanya" will Eon speziell türkische Haushalte in Deutschland ansprechen. Laut einem Bericht des Handelsblatts (Ausgabe 24. November) bietet Eon dabei unter anderem eine Preisgarantie für drei Jahre an. "Das Potenzial für eine deutsch-türkische Marke ist groß", sagte Christian Drepper, Geschäftsführer von Enerji Almanya, dem Handelsblatt. Bis 2020 will das Unternehmen 150 000 Haushalte als Kunden gewinnen. Dem Zeitungsbericht nach gibt es in Deutschland etwa 1 Mio. türkische Haushalte. Laut Drepper, der bis vor einem Jahr noch in der Eon-Kommunikation arbeitete, habe der Konzern eine repräsentative Marktanalyse durchgeführt und mit zahlreichen türkischen Haushalten und Unternehmen gesprochen. Demnach legen die türkischen Stromkunden besonders großen Wert auf Versorgungssicherheit und Zuverlässigkeit. Die neue Strommarke werde neben einem zweisprachigen Service und guter Erreichbarkeit auch die Möglichkeit bieten, jederzeit den Jahresverbrauch hochrechnen zu lassen, schreibt das Handelsblatt weiter. Damit könnten Kunden ihre Kosten stets im Blick haben.

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November 24, 2014

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