Moskaubad baut Energie-Vorreiterrolle aus

Stadtwerke setzen neuartiges Konzept zur hocheffizienten Wärmerückgewinnung um Die Stadtwerke Osnabrück bauen die Energie-Vorreiterrolle des Moskaubades weiter aus. In einem Pilotprojekt haben die Stadtwerke während der diesjährigen Freibadsaison ein neuartiges Konzept zur hocheffizienten Wärmerückgewinnung erprobt. Das jetzt umgesetzte Vorhaben ist die Weiterentwicklung des bereits in 2011 i…Moskaubad baut Energie-Vorreiterrolle aus

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.

Der vorstehende Beitrag zum Thema Fernwärme wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Dezember 18, 2014

Michael Pecka

Tel: +49 8152 9311-0 Fax: +49 8152 9311-22 info[ @]emvg.de© 2014

E&M GmbH Alle Rechte vorbehalten

Energie & Management

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.

Der vorstehende Beitrag zum Thema Stuttgarter Stadtwerke wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Dezember 18, 2014

Timm Krägenow

Tel: +49 8152 9311-0 Fax: +49 8152 9311-22 info[@]emvg.de© 2014

E&M GmbH Alle Rechte vorbehalten

Energie & Management

Regierung plant Atom-Fonds

Bild: Fotolia.com, oqopo

Laut einem Papier von Wirtschafts- und Umweltministerium sollen die Betreiber der deutschen Kernkraftwerke stufenweise 17 Mrd. Euro für die künftigen Entsorgungskosten in einen Fonds einzahlen. Die Verantwortung für die Entsorgung will der Bund aber nicht übernehmen. Die Bundesregierung plant offenbar, die Betreiber der deutschen Kernkraftwerke zu Milliardenzahlungen an einen Entsorgungs-Fonds zu verpflichten. Die „Süddeutsche Zeitung“ berichtet, dass laut einem internen Papier aus dem Wirtschafts- und aus dem Umweltministerium die Kraftwerksbetreiber stufenweise 17 Mrd. Euro in einen Fonds einzahlen sollen, „um die langfristigen Verpflichtungen der Entsorgung“ abzudecken. Damit ist offenbar vor allem die Errichtung des geplanten Endlagers und dessen Betrieb gemeint. Der Rückbau der Kernkraftwerke und die Zwischenlagerung der abgebrannten Brennstäbe sollen auch künftig nicht aus einem zentralen Fonds, sondern aus den Rückstellungen der Betreiber beglichen werden. Die Kosten hierfür werden mit etwa 19 Mrd. Euro beziffert.

Die vier Betreiber von Kernkraftwerken in Deutschland, Eon, RWE, Vattenfall und EnBW, haben derzeit rund 36 Mrd. Euro an Rückstellung für den Rückbau der Kernkraftwerke und die Entsorgung der Brennstäbe gebildet. Wo allerdings diese Rückstellungen angelegt sind, ob in Wertpapieren oder in Kraftwerken, ist derzeit nicht sehr transparent. Auch angesichts der Krise der großen Energieunternehmen wächst die Besorgnis, dass das Geld zum entscheidenden Zeitpunkt nicht zur Verfügung stehen könnte.

Der deutsche Ableger des schwedischen Vattenfall-Konzerns hatte sich kürzlich so umformiert, dass die schwedische Konzernmutter nicht mehr für die Entsorgung der deutschen Kernkraftwerke haften muss. Auch die Pläne von Eon, sämtliche Großkraftwerke und damit auch die Kernkraftwerke in eine neue Gesellschaft auszulagern, hatten Bedenken ausgelöst, ob das neue Unternehmen in Zukunft noch genügend finanzielle Reserven haben wird, um den Entsorgungsverpflichtungen nachzukommen.

“Wir können nicht sicher sein, dass alle Kernkraftwerksbetreiber die Veränderungen am Energiemarkt erfolgreich überstehen und ihren langfristigen Entsorgungsverpflichtungen nachkommen können”, heißt es in dem Papier. Autoren sind der Wirtschafts- und Energie-Staatssekretär Rainer Baake und der Umwelt-Staatssekretär Jochen Flasbarth. Die Rückstellungen seien “weder zweckgebunden noch insolvenzsicher”. Die Zeitung berichtet, dass schon 2011 der Bundesrechnungshof moniert habe, dass sich Höhe und Wert der Rückstellungen für die Finanzbehörden kaum kontrollieren ließen. Nach den Plänen der Staatssekretäre soll sich dies nun ändern. So wie Versicherer sollen die Energiekonzerne für ihre Entsorgungs-Rückstellungen künftig Anlagevorschriften erhalten, um Risiken stärker zu streuen. Im Fall der Insolvenz sollen zuerst die Summen für die Nuklear-Entsorgung beglichen werden.

Mit der Einführung des Fonds planen die Staatssekretäre aber nicht, dass der Bund, wie von den Unternehmen angedacht, auch die Verantwortung für die Entsorgung der Kernenergie-Restbestände übernimmt. “Alleiniger Zweck des Fonds ist die Sicherung der Mittel”, heißt es in dem Papier. “Eine Befreiung der Betreiber von ihren Verpflichtungen ist damit nicht verbunden.”

Der baden-württembergische Kernkraftbetreiber EnBW betonte, dass das Geld für die Entsorgung vorhanden sei. „Der Konzern kann zu jeder Zeit Zahlungsverpflichtungen nachkommen. Das gilt auch für die Rückstellungen im Kernenergiebereich“, sagte ein Sprecher. Ende vergangenen Jahres hätten sich die Rückstellungen bei EnBW auf 7,66 Mrd. Euro belaufen.

Der vorstehende Beitrag zum Thema Entsorgungs-Fonds wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Dezember 11, 2014

Timm Krägenow

Tel: +49 8152 9311-0 Fax: +49 8152 9311-22 info[@]emvg.de© 2014

E&M GmbH Alle Rechte vorbehalten

Energie & Management

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.

Der vorstehende Beitrag zum ThemaEnergiewende wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Dezember 18, 2014

Peter Focht

Tel:+49 8152 9311-0

Fax:+49 8152 9311-22 info[@]emvg.de© 2014

E&M GmbH Alle Rechte vorbehalten

Energie & Management

Mainz testet intelligente Messsysteme

Gemeinsam mit der EnBW Energie Baden-Württemberg AG haben die Stadtwerke Mainz Netze GmbH ein Pilotprojekt zur Erprobung von
„Smart Metern“ angekündigt.

Ziel des gemeinsamen Pilotprojektes ist der Aufbau zuverlässiger
Kommunikationsstrecken per Mobilfunk zu den intelligenten
Messsystemen und die Erprobung der Prozesse zwischen dem Netzbetreiber
und einem externen Gateway-Administrationsdienstleister.
Dazu berät der EnBW-Geschäftsbereich Opterations die Stadtwerke Mainz
und stellt die nötige technische Infrastruktur und die
Software zur Verfügung. Beide Unternehmen wollen dabei die Auswirkungen
eines späteren großflächigen Rollouts auf die gesamte
energiewirtschaftliche Abwicklungskette beleuchten. „Mit dem
Pilotprojekt bereiten wir uns frühzeitig und wegweisend auf eine
effektive und wirtschaftliche Umsetzung der neuen Gesetzesvorgaben vor“,
unterstrich Michael Worch, Geschäftsführer der Stadtwerke
Mainz Netze GmbH. Den Angaben zufolge soll die Pilotphase im April 2015
beginnen und dann bis zum Jahresende laufen.

Der vorstehende Beitrag zum Thema intelligente Messsysteme wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Dezember 12, 2014

Kai Eckert

Tel: +49 8152 9311-0 Fax: +49 8152 9311-22 info[ @]emvg.de© 2014

E&M GmbH Alle Rechte vorbehalten

Lichtblick aus der Kurpfalz

Bild: Fotolia.com, Rynio Productions

Statt über die Energiewende zu lamentieren, bastelt MVV Energie weiter an seinem Umbau und an neuen Wachstumsfeldern. Was zu klappen scheint, denn das Unternehmen erwartet wieder wachsende Gewinne. Stimmlich leicht angegriffen kam Georg Müller zur diesjährigen Bilanzpressekonferenz der MVV Energie AG. Ob die Stimmbäder vom Vorstandschef des Kurpfälzer Energieunternehmens eine Gesangeseinlage zugelassen hätte, sei dahingestellt. Müller jedenfalls hat nicht in den Chor vieler seiner Branchenkollegen eingestimmt, die die Energiewende als großes Jammertal empfinden und verteufeln. Keine Frage, auch bei MVV Energie ist das operative Ergebnis im vergangenen Geschäftsjahr gesunken, und zwar von 208 auf 173 Mio. Euro. Die Summe liegt am unteren Korridor von 170 bis 185 Mio. Euro, den Müller im Dezember 2013 als Prognose für das abgeschlossene Geschäftsjahr 2013/2014 gegeben hatte. Beim bereinigten Jahresüberschuss konnte das MVV-Management mit 85 Mio. Euro und mit 1,29 Euro pro Aktie das gleiche Ergebnis wie im Jahr erreichen – was zeigt, dass sich auch in Zeiten der ach so vermaledeiten Energiewende als Energieversorger Geld verdienen lässt.

Die Ergebnisse sind deshalb umso beachtenswerter, da auch MVV Energie in den zurückliegenden zwölf Monaten unter den sinkenden Großhandelspreisen an der Börse und einem spürbaren Rückgang beim Gas- und Wärmeabsatz − was als einer der bundesweiten größten Fernwärmeanbieter besonders weh tut − wegen der milden Wintermonate zu leiden hatte. Mit einer negativen Nabelschau hielt sich Müller bei der Präsentation der Bilanzzahlen nicht länger als nötig auf, ihm kam es vielmehr auf den Blick nach vorn an: „Unser Ausblick ist positiv, für das kommende Jahr erwarten wir ein operatives Ergebnis zwischen 180 und 195 Millionen Euro.“ Sprich, MVV zeigt, dass im Energiewende-Zeitalter auch ein Unternehmenswachstum möglich ist.

Mit zu dem erwarteten Plus beitragen sollen die Übernahme des Projektentwicklers Windwärts Energie sowie die formell wohl erst vor Weihnachten abgeschlossene Mehrheitsbeteiligung an der Juwi AG, dem hierzulande führenden Entwickler von Windkraftprojekten. Auch wenn schwerpunktmäßig die von beiden Unternehmen künftig fertig gestellten Windparks an externe Investoren verkauft werden, ist absehbar, dass MVV sein grünes Portfolio weiter ausbauen wird. Bereits heute decken die konzerneigenen Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung sowie alle grüne Kraftwerke 51 % der Stromerzeugung, bundesweit liegt diese Quote am Jahresende wohl bei 44 %. MVV wird jedenfalls grüner, was ganz auf Linie der im Jahr 2009 beschlossenen Unternehmensstrategie MVV 2020 liegt: „Die Energiewelt wird dezentraler und regenerativer, darauf haben wir uns frühzeitig eingestellt“, so Müller. Dass sein Unternehmen bei den finanziell ins Schlingern geratenen Öko-Spezialisten Windwärts und Juwi zu eher marktunüblichen, sprich niedrigeren Preisen komplett beziehungsweise mehrheitlich einsteigen konnte, fällt unter die Rubrik Glück des Tüchtigen.

Windkraft, Fernwärme und Direktvermarktung im Blick

Während MVV dank der Deals mit Windwärts und Juwi vor allem bei der Windkraft an Land bestens für alle künftigen Aktivitäten aufgestellt ist, sorgt sich das Unternehmen um die Kraft-Wärme-Kopplung, bislang die große Säule in der Mannheimer Erzeugungsstrategie. „Bei den derzeitigen Strompreisen rechnen sich hocheffiziente KWK-Anlagen immer weniger“, monierte Technik-Vorstand Werner Dub, der zum Jahresende in den Ruhestand geht. Das gesetzliche festgelegte KWK-Ausbauziel von 25 % bis Ende 2020 sieht Dub gefährdet, wenn auch die Bestandsanlagen bei der im Jahr 2015 anstehenden Novelle des KWK-Gesetzes nicht berücksichtigt werden. Dub plädierte wie die KWK-Branche für einen Bonus von 2 Ct/kWh, sprich eine Verdoppelung des heutigen Fördersatzes, der allerdings nur für neue und modernisierte Anlagen gilt. „Es ist auch absehbar, dass wir mit dem bisherigen Förderniveau von 750 Millionen Euro im Jahr das 25-Prozent-Ziel nicht erreichen werden“, sagt Dub, sprich der KWK-Fördertopf muss aufgestockt werden. Dazu hat sich die schwarz-rote Bundesregierung bislang nicht festgelegt, wie überhaupt in den vergangenen Wochen wenig positive Signale aus Berlin für die künftige KWK-Politik gekommen sind. „Das sehen wir sehr kritisch“, betonte Vorstandschef Müller sehr entschieden.

Dass MVV im kommenden Jahr auch „alte“ KWK-Anlagen stilllegen wird, hängt mit der überfälligen Inbetriebnahme des Blocks 9 im Großkraftwerk Mannheim zusammen. Wenn dort im kommenden Mai, so die derzeitige Planung, der kommerzielle Betrieb endlich beginnt, nimmt MVV die Blöcke 3 und 4 vom Netz – doch das gefährdet die Fernwärmeversorgung im Großraum Mannheim nicht. „Wir können die Wärme auch mit einer einfachen Kessellösung produzieren, was allerdings wenig effektiv und kein Beitrag für den Klimaschutz ist“, appellierte Dub Richtung Berlin, sich in Richtung KWK-Gesetz zu bewegen.

Nach Berlin schaut auch sein Vorstandskollege Ralf Klöpfer. Der Vertriebsvorstand würde allzu gerne Stromkunden direkt mit regionalem Ökostrom beliefern. Da muss das Bundeswirtschaftsministerium eine Verordnungsermächtigung aus der jüngsten EEG-Reform umzusetzen, die einen Ersatz für das bisherige Grünstromprivileg ermöglicht. „Es gibt derzeit eine Lücke bei der Direktvermarktung, die einfach im Interesse vieler Endkunden geschlossen werden muss, die wirklich Ökostrom sozusagen aus eigener Schlachtung haben wollen“, betonte Klöpfer. Mit dem Grünstrom-Markt-Modell hatten im Sommer eine Handvoll Ökostromunternehmen Überlegungen vorgelegt, wie diese regionale Ökostrom-Direktvermarktung bewerkstelligt werden kann. MVV Energie ist bislang das einzige Unternehmen der traditionellen Energiewirtschaft, die das Modell offensiv unterstützt. „Das Modell macht einfach Sinn“, sagte Klöpfer, „es unterstützt unseren Kurs, bei dem wir uns vielmehr auf die Endkunden fokussieren. Zudem zählt MVV mit einem Portfolio von rund 2 600 MW zu den größten Direktstromvermarktern bundesweit. MVV hat die Anlagen und interessierte Kunden, was fehlt ist noch das grüne Licht aus Berlin.

Auch dieses durchaus nennenswerte Portfolio für die Direktvermarktung, von dem rund die Hälfte auf Photovoltaikanlagen entfällt (damit ist MVV Energie Spitzenreiter), zeigt, dass das Unternehmen sich auf die Energiewende eingestellt hat. Wer Slogans wie „Neue Energie? Aber sicher!“ (aus dem Vorjahr) oder „Andere reden von der Energie. Wir machen sie.“ (aktuell) kreiert, kann sich wahrlich nicht in den Chor der Energiewende-Jammerer einreihen. Sonst müssten diese flotten Sprüche schnellstens geändert werden, wozu es bei MVV Energie aber keinen Anlass gibt.

Der vorstehende Beitrag zum Thema Energiewende wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Dezember 10, 2014

Ralf Köpke

Tel: +49 8152 9311-0

Fax: +49 8152 9311-22

info[ @]emvg.de© 2014 E&M GmbH Alle Rechte vorbehalten

Grohnde mehrere Tage vom Netz

Der Energiekonzern Eon nimmt das Kernkraftwerk Grohnde für mehrere Tage vom Netz, teilte das Unternehmen am 9. Dezember mit. Im Rahmen einer wiederkehrenden Prüfung von Armaturen des Dampfsystems der Turbine ließ sich eine Armatur nicht vollständig schließen. Für die vorbeugende Instandsetzung dieser Armatur im konventionellen Teil der Anlage muss laut Eon das Kernkraftwerk Grohnde in Emmerthal für einige Tage vom Netz getrennt werden. Das Kernkraftwerk hat eine elektrische Leistung von 1 430 MW.

Auf Nachfrage von E&M Powernews teilte der Konzern mit, dass Grohnde seit 9. Dezember, 18.00 Uhr, vom Netz ist. „Wir gehen derzeit davon aus, dass das Kraftwerk am Freitagabend wieder mit den Netz verbunden werden kann“, sagte eine Eon-Sprecherin.

Der vorstehende Beitrag zum Thema KKW Grohnde vom Netz wurde bereitgestellt von:+

Energie & Management

Dezember 10, 2014

Heidi Roider

Tel: +49 8152 9311-0

Fax: +49 8152 9311-22

info[ @]emvg.de© 2014

Der Bürger-Stadtwerker

Bild: Fotolia.com, Photo-K

Als Chef der Stadtwerke Wolfhagen hat sich Martin Rühl dafür stark gemacht, dass sich eine Bürgerenergiegenossenschaft an dem Unternehmen beteiligen konnte – eine Beteiligung, von der der Kommunalversorger profitiert. Ob der Rödeser Berg mit einer Höhe von 379 m wirklich ein richtiger Berg ist, darüber mögen sich Geographen und Kartographen streiten. Die wuchtige Erhebung im nordhessischen Naturpark Habichtswald ist für die Stadtwerke im unmittelbar angrenzenden Wolfhagen trotz des ungeklärten Status von großer Bedeutung. Wenn bis zum Weihnachtsfest die vier Enercon-Windturbinen, deren Errichtung seit Wochen läuft, in Betrieb sind, dann wird die 14 000-Einwohnerstadt gut 30 km westlich von Kassel rechnerisch zu 100 Prozent mit Ökostrom versorgt sein. Für Martin Rühl, seit 2001 Geschäftsführer des Kommunalversorgers, ist damit ein wichtiges Etappenziel erreicht: „Darauf haben wir die vergangenen Jahre hingearbeitet. Denn die Lokalpolitik hatte uns 2008 vorgegeben, das 100-Prozent-Ziel bis zum Jahr 2015 zu erreichen.“ Für diese zeitliche Punktlandung sorgt nicht nur der Windpark Rödeser Berg, sondern es sorgen dafür auch der stadtwerkseigene Solarpark Gasterfeld mit einer Leistung von 5 MW, eine Biogasanlage sowie mehrere private Photovoltaikanlagen. Wolfhagen ist beileibe nicht die erste Kommune bundesweit, die eine bilanziell vollständige Grünstromversorgung erreicht, weiß Peter Moser: „Da gibt es sicherlich einige kleinere Kommunen an der Küste oder in Bayern, die rechnerisch noch höhere Ökostromwerte aufweisen“, sagt der Leiter Nachhaltige Regionalentwicklung Dezentrale Energiekonzepte beim Institut dezentrale Energietechnologien in Kassel. „Es hängt immer davon ab, ob, wie viele und welche Ökokraftwerke in einer Kommune installiert sind.“ Auf die bilanzielle Betrachtung kommt es Moser auch nicht so an: „Viel wichtiger ist es, dass es die Kommunen schaffen, die Erzeugung regenerativer Energien dem Verbrauch anzupassen und so eine 100-prozentige Versorgung zu erreichen.“ Martin Rühl weiß, dass er diesen Weg zu einem komplett „grünen“ Stadtwerk gehen muss – und auch will: „Darauf sind unsere nächsten Anstrengungen ausgerichtet.“ Zum Ende dieser Dekade soll der grüne Eigenversorgungsgrad über das ganze Jahr gesehen zwischen 85 und 90 Prozent liegen – was dem Ziel einer 100-Prozent-Erneuerbaren-Stadt sehr nahe kommt.

Erfolgreiche Stromnetzübernahme im Jahr 2006 von Eon Mitte

Elfried Evers hat keinen Zweifel an dieser Entwicklung. Der Berater aus dem Aachener BET Büro begleitet Martin Rühl bereits seit 2006, als die Stadtwerke Wolfhagen nach über fünfjährigem Ringen die Stromnetze in elf Ortsteilen von Eon Mitte übernahmen. „Martin Rühl ist sehr zielstrebig und schafft es, seine Ziele nachhaltig und langfristig zu verfolgen“, urteilt Evers, „dabei gelingt es ihm immer wieder, sein Umfeld zu begeistern.“ Bei ihm hätten Werte wie Identifikation und Akzeptanz einen hohen Stellenwert.

Martin Rühl: “Wir wollen den regenerativen Eigenversorgungsgrad auf 85 bis 90 Prozent bis Ende dieses Jahrzehnts erhöhen” Bild: Stadtwerke Wolfhagen Dass der David Wolfhagen sich bei der Netzübernahme gegen den Goliath Eon durchsetzen konnte, verbucht Rühl im Rückblick als „schönen und wichtigen Erfolg“. Dass seine Stadtwerke trotz der erfolgreichen Teilrekommunalisierung und der im Jahr 2007 erfolgten Umstellung der Stromlieferung auf 100 Prozent Wasserkraft Kunden im angestammten Absatzgebiet verloren haben, brachte ihn aber ins Nachdenken. Wie können wir die Wolfhagener Bürger enger an die Stadtwerke binden, fragte er sich: „Was lag da näher, als sie direkt an unserem Unternehmen zu beteiligen.“ Von der Idee bis zur Verwirklichung gingen zwar einige Tage ins Land, aber am 1. März 2012 stimmte Wolfhagens Stadtrat zu, 25 Prozent der Stadtwerkeanteile an die zwischenzeitlich gegründete BürgerEnergieGenossenschaft (BEG) Wolfhagen abzutreten. Rund 2,3 Mio. Euro hatte die BEG eingesammelt, um Mitgesellschafter werden zu können. Evers spricht von „einer Besonderheit in der deutschen Stadtwerke-Landschaft.“ Kurt Berlo, Kommunalexperte am Wuppertal Institut, attestiert Wolfhagen dank der hohen Bürgerbeteiligungsrate „ein Alleinstellungsmerkmal“. Sicherlich gebe es bundesweit noch einige bäuerliche Energiegenossenschaften aus den Anfangstagen der Elektrifizierung, die vollständig im Besitz ihrer Anteilseigner sind, „aber ein Stadtwerk, das sich seinen Bürgern wie in Wolfhagen so weit geöffnet hat, gibt es bundesweit nirgendwo“.

Stadtwerke verzichten auf ein Viertel ihres Gewinns

Die Bürgerbeteiligung an dem Wolfhagener Kommunalversorger nötigt auch Dieter Attig, dem langjährigen Geschäftsführer der Stadtwerke in Lemgo und später in Aachen, Respekt ab: „25 Prozent Bürgerbeteiligung heißt auch, dass ein Viertel der Gewinne des Stadtwerkes nur indirekt in der Stadtkasse landet.“ Im Lemgo, erzählt Attig, habe es zu seinen Zeiten ebenfalls Gedankenspiele um eine Bürgerbeteiligung gegeben – die allerdings verworfen wurden: „Die Gewinne, die an die Genossenschaft abgeflossen wären, hätten der Stadt für den Betrieb von Bussen und Bädern gefehlt.“ Vor diesem Hintergrund sei die Einbindung der BEG in Wolfhagen umso bemerkenswerter. In der Bürgerbeteiligung sieht Attig aber auch das Fundament für die weitere Selbstständigkeit des kleinen Stadtwerkes: „Wolfhagen hat sicherlich Defizite in der Kostendegression. Umso wichtiger ist es, bestehende Kunden zu halten.“ Die BEG ist für Martin Rühl jedoch mehr als ein Kunden-Erhaltungsprogramm. Die Mitglieder sind für ihn auch überzeugte Botschafter seiner Idee von einer vollständig regenerativen Vollversorgung. Dank der aktuell mehr als 700 Genossen, die über die BEG mit zwei Sitzen im Aufsichtsrat des Kommunalversorgers vertreten sind, fällt es den Stadtwerken auch leichter, Vorwürfe erhoben, wie jüngst wegen zu hoher Strompreise, abzuwehren. „Mit der BEG als Miteigentümerin ist es für uns als Stadtwerk schlicht unmöglich, Gewinne auf Kosten unserer Kunden zu maximieren“, reagierte Rühl kürzlich gelassen auf Vorwürfe aus Verbraucherschutzkreisen, Energieversorger würden günstige Einkaufspreise nicht an ihre Stromkunden weitergeben. Die BEG stärkt dem Stadtwerkechef auch bei Protesten gegen den Windpark Rödeser Berg den Rücken. Eine mitunter lautstarke Protestinitiative gegen die vier Enercon-Turbinen ist bis heute aktiv: „Es ist keine Frage, dass die Bürgerenergiegenossenschaft hilft, den Windpark zu legitimieren“, so der Geschäftsführer. Dass Rühl energiepolitisch einiges in Wolfhagen bewegt hat, ist für Wilfried Steinbock unbestritten: „Er ist einer der wenigen Visionäre, die es geschafft haben, den Spagat von der Entstehung bis zur Realisierung einer Idee zu schaffen“, sagt der BEG-Vorsitzende. Für Rühl spreche auch, dass er über den Tellerrand hinausschaue. So zähle er beispielsweise zu den „Antreibern“ der Stadtwerke Union Nordhessen (SUN), eines Zusammenschlusses von mehreren Kommunalversorgern in der Region, dem neben Wolfhagen die Stadtwerke aus Bad Soden-Allendorf, Eschwege, Homberg (Efze), Kassel und Witzenhausen angehören. Im SUN-Verbund ist Wolfhagen das einzige Stadtwerk mit einer Bürgerenergiegenossenschaft als Mitgesellschafter. „Da steht unsere Lokalpolitik dahinter“, sagt Steinbock. „Schön wäre es, wenn es anderswo auch einen Martin Rühl gäbe. Denn der Mann ist in der Energiewirtschaft seiner Zeit ein Stück weit voraus.“

Der vorstehende Beitrag zum Thema Stadtwerke wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Dezember 10, 2014

Ralf Köpke

Tel: +49 8152 9311-0

Fax: +49 8152 9311-22
info[ @]emvg.de© 2014 E&M GmbH Alle Rechte vorbehalten

Komplexe Gemengelage an der Kieler Förde

Bild: Fotolia.com, bluedesign

Der Verkauf der MVV Energie-Anteile an den Stadtwerke Kiel zieht sich hin, was auch Auswirkungen auf den Bau des geplanten Gasmotorenheizkraftwerkes hat.
Das Interesse von Energieversorgern, den 51-prozentigen Anteil von MVV Energie an den Stadtwerken Kiel zu übernehmen, wächst. Nach einem Bericht der Kieler Nachrichten zählen zu den Interessenten unter anderem die Thüga-Gruppe sowie ein Konsortium, zu dem sich der Entsorgungskonzern Remondis sowie einige Stadtwerke aus Schleswig-Holstein zusammengefunden haben. Zu diesen Kommunalversorgern gehören nach Informationen von E&M Powernews die Stadtwerke aus Flensburg, Lübeck und Neumünster. Wie an der Kieler Förde zu hören ist, will auch der Netzbetreiber Hansewerk (ehemals Eon Hanse) seinen Hut in den Ring werfen.

Interessant bei dieser Anbieterschar ist allemal der Remondis-Konzern, der seine Energie-Aktivitäten ausweiten will. Die Premiere war dem Unternehmen aus dem westfälischen Lünen in diesem Herbst gelungen, als die Übernahme der knapp 19-prozentigen Beteiligung des RWE-Konzern an dem Regionalversorger Enervie in Hagen abgeschlossen werden konnte. Im Mai hatte MVV Energie erklärt, sich von seiner Mehrheitsbeteiligung an den Kieler Stadtwerken trennen zu wollen. Die Kurpfälzer wollen, so eine der Hauptgründe für die damalige Ankündigung, die rund 280 Mio. Euro teure Investition in das geplante Gasmotorenheizkraftwerk nicht mittragen. Die vorgesehenen 20, in Reihe geschalteten Gasmotoren sollen das in die Jahre gekommene, kohlebefeuerte Gemeinschaftskraftwerk Kiel (GKK) ersetzen. Nach den bisherigen Plänen sollte das GKK im Jahr 2016 vom Netz gehen, eine Ersatzlösung ist unverzichtbar, anders wäre die Fernwärmeversorgung in der Landeshauptstadt Schleswig-Holsteins nicht aufrecht zu erhalten. Bis heute zieht sich der Verkaufsprozess allerdings hin.

Die Gemengelage an der Kieler Förde ist durchaus komplex: Erst wenn Klarheit über die künftige Eigentümerstruktur bei den Stadtwerken herrscht, dürfte der Auftrag für das Gasmotorenheizkraftwerk ausgelöst werden. Die Geschäftsführung der Stadtwerke schließt anscheinend Verzögerungen bei dem Verkaufsprozess nicht aus. Anders ist nicht zu erklären, dass der Kommunalversorger laut Kieler Nachrichten derzeit prüfen lässt, ob und wie ein Weiterbetrieb des GKK bis zum Jahr 2025 möglich ist.

Die Situation ist auch deshalb komplex, weil Oberbürgermeister Ulf Kämpfer (SPD) und einige Ratsfraktionen wieder die kommunale Mehrheit an den Stadtwerken zurückgewinnen wollen. Ihnen schwebt vor, mindestens 2 % der Anteile zurückzukaufen. Wie die bislang bekannt gewordenen Interessenten an dem Paket von MVV Energie dazu stehen, ist nicht bekannt.

Für ihre 51-prozentige Beteiligung an den Kieler Stadtwerken fordert MVV einen Kaufpreis von 197 Mio. Euro, vor gut zehn Jahren beim Einstieg hatten die Kurpfälzer dafür rund 125 Mio. Euro bezahlt. Die MVV-Forderung ist deshalb im hohen Norden durchaus umstritten. Für Spannung an der Kieler Förde dürfte damit in den kommenden Wochen gesorgt sein.

Der vorstehende Beitrag zum ThemaVerkauf der MVV Energie-Anteile wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Dezember 08, 2014

Ralf Köpke

Tel: +49 8152 9311-0

Fax: +49 8152 9311-22
info[ @]emvg.de© 2014 E&M GmbH Alle Rechte vorbehalten

Solarinitiative München wird aufgelöst

Bild: Fotolia.com, anweber

Die Solarinitiative München (SIM) wird nach vier Jahren aufgelöst. Als Grund wurden die veränderten Rahmenbedingungen in Folge der EEG-Novelle genannt. Das Beratungsangebot der SIM könnte das Bauzentrum München übernehmen. Das hat die Solarinitiative auf ihrer Homepage bekannt gegeben. Demnach hat die Gesellschafterversammlung der SIM bereits am 29. Juli beschlossen, die SIM GmbH & Co. KG und ihre Komplementärin, die SIM Verwaltungsgesellschaft mbH, künftig nicht mehr fortzuführen. Der Münchner Stadtrat hat diesem Beschluss zugestimmt. Die solvente Liquidation der Solarinitiative München, an der die Landeshauptstadt München und die Stadtwerke München die Mehrheit halten, wurde am 18. November beim Notar beurkundet. Die SIM wurde auf Initiative des Stadtrats und mit mehreren Gesellschaftern im Jahr 2010 gegründet. Ziel war es unter anderem, den Münchner Dacheigentümern gerade wegen der größeren technischen und wirtschaftlichen Herausforderungen, die bei der Errichtung von Photovoltaik-Anlagen bestehen, mit Rat und Tat zur Seite zu stehen. Das Konzept sah vor, dass die geschäftlichen Aktivitäten, also Anlagen errichten bereiben und ggf. verkaufen, als finanzielle Basis für die Beratungstätigkeit dienen sollten.

Stadtrat München entscheidet im Januar

Wie in einer Sitzungsvorlage des Stadtrats München zu lesen ist, konnte dieses Modell „nicht erfolgreich umgesetzt werden“, auch wenn die SIM sehr wohl einige große Projekte anstoßen konnte, wie beispielsweise die Anlage auf der Staatskanzlei, die beschlossene Anlage der Münchner Stadtentwässerung in Großlappen sowie die Anlage der Augustiner Brauerei in Freiham. Ursächlich dafür sei der in der Vergangenheit zunehmend schwieriger werdenden PV-Markt, „der durch die lange bestehenden Unsicherheiten über die Weiterentwicklung des EEG noch zusätzlich beeinflusst wurde“. Der Stadtrat der Landeshauptstadt muss nun darüber entscheiden, ob das SIM-Beratungsangebot vom Bauzentrum München, das seit 2000 unter der Leitung des Referats für Gesundheit und Umwelt der Stadt München steht, übernommen wird. Die geschäftlichen Aktivitäten der SIM sind davon nicht betroffen. Für eine erfolgreiche Beratung sei eine neutrale Rolle vorteilhaft, so die Stadt München. Eigentlich sollte über die Übernahme der Beratungsaufgaben bereits in der öffentlichen Ausschusssitzung am 9. Dezember entschieden werden. Dieser Punkt wurde nun auf den 20. Januar 2015 vertagt. Die Stadträte wollen in den nächsten Wochen noch darüber beraten, es bestehe bei einzelnen Punkten noch Klärungsbedarf, so ein Sprecher des Referats für Arbeit und Wirtschaft der Stadt München.

Der vorstehende Beitrag zum Thema Solarinititive München wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Dezember 09, 2014

Heidi Roider

Tel: +49 8152 9311-0

Fax: +49 8152 9311-22

info[ @]emvg.de© 2014

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.

Der vorstehende Beitrag zum Thema Amprion wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Dezember 04, 2014

Timm Krägenow

Tel: +49 8152 9311-0 Fax: +49 8152 9311-22 info[@]emvg.de© 2014

E&M GmbH Alle Rechte vorbehalten

Steag will nicht auf Rücklagen zurückgreifen

Bild: Fotolia.com, Rynio Productions

Der Essener Versorger weist Medienberichte zurück, wonach die Ausschüttung für das Jahr 2014 an die kommunalen Eigentümer aus den Gewinnrücklagen genommen werden soll. Die Essener Steag hat Medienberichte zurückgewiesen, sie werde für 2014 die Gewinnausschüttung an ihre kommunalen Eigentümer aus den Gewinnrücklagen bezahlen müssen. „Die jüngste Hochrechnung des handelsrechtlichen Ergebnisses wurde erst vor einigen Tagen erstellt und beinhaltete ausdrücklich keine Entnahme aus den Gewinnrücklagen“, teilte das Unternehmen in einer schriftlichen Stellungnahme am 5. Dezember mit: „Insofern ist die Information, dass die Steag GmbH zur Darstellung der geplanten Ergebnisabführung 2014 die Gewinnrücklagen angreifen würde, nicht zutreffend.“ Die Bemessung der Ergebnisabführung an die Kommunale Beteiligungsgesellschaft mbH (KSBG) bestimme sich nach dem handelsrechtlichen Ergebnis der Steag.

Die Tageszeitung „Rheinische Post“ berichtet in ihrer Ausgabe vom 5. Dezember unter der Überschrift „Revier-Stadtwerke plündern Steag“, in diesem Jahr drohe dem Essener Unternehmen beim Jahresabschluss ein Verlust 17 Mio. Euro. Um dennoch 90 Mio. Euro an die Eigentümer ausschütten zu können, habe die Steag verschiedene „Sondermaßnahmen“ wie den Griff in die Gewinnrücklagen diskutiert, „um aus dem Minus ein Plus von 90 Millionen zu machen“. Dies gehe aus einem internen Steag-Papier vom 1. Oktober hervor.

Die Stadtwerke aus Ruhrgebietsstädten, die die Steag in den vergangenen Jahren schrittweise übernommen haben, hätten den Kauf weitgehend durch Kredite finanziert und seien auf hohe Ausschüttung angewiesen, berichtet die Zeitung. Zu den erwogenen “Sondermaßnahmen” zählten Entnahmen aus der Gewinnrücklage, die 33 Mio. Euro bringen könnten, und (Buch-)Gewinne durch Bewertungsänderungen von 36 Mio Euro.

In ihrer Mitteilung betont die Steag, dass auch keine Bewertungsänderungen zum Zwecke der Ausschüttung an die KSBG erfolgten: „Erfolgswirksame Bewertungsänderungen − insbesondere von Rückstellungen infolge von Marktentwicklungen − sind handelsrechtlich zwingend vorzunehmen und werden selbstverständlich von Wirtschaftsprüfern im Rahmen der Erstellung des Jahresabschlusses überprüft.“ Zu den genannten konkreten Zahlen wollte die Steag auf Anfrage von E&M Powernews nicht Stellung nehmen.

Die Anteile der Ruhrgebiets-Stadtwerke an der Kommunalen Beteiligungsgesellschaft verteilen sich wie folgt:

Unternehmen Anteil
Stadtwerke Duisburg AG 19%
Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH, DEW21 18%
Dortmunder Stadtwerke AG, DSW21 18%
Stadtwerke Bochum GmbH 18%
Stadtwerke Essen AG 15%
Energieversorgung Oberhausen AG, evo 6%
Stadtwerke Dinslaken GmbH 6%

Der vorstehende Beitrag zum Thema Steag will nicht auf Rücklagen zurückgreifen wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Dezember 05, 2014

Timm Krägenow

Tel: +49 8152 9311-0 Fax: +49 8152 9311-22 info[@]emvg.de© 2014

E&M GmbH Alle Rechte vorbehalten

Canete reist optimistisch nach Lima

Bild: Fotolia.com, Nicole Effinger

Die EU geht „entschlossen und optimistisch“ in die letzte Phase der Verhandlungen über ein neues Weltklimaabkommen, das Ende
nächsten Jahres in Paris abgeschlossen werden soll. Das sagte der zuständige EU-Kommissar Arias Canete vor seiner Abreise
zur diesjährigen Klimakonferenz in Lima am 4. Dezember in Brüssel.

Canete bekräftigte, dass die EU in Paris eine „robuste, rechtlich verbindliche und Zukunft sichernde Vereinbarung“ anstrebe,
an der sich alle Länder beteiligen müssten. Die Erfolgsaussichten in Paris seien jedoch davon abhängig, dass man sich in Lima
auf eine solide Grundlage verständigen könne. Die EU sei mit den Beschlüssen der Staats- und Regierungschefs vom Oktober mit
gutem Beispiel vorangegangen und habe einen Weg aufgezeigt, wie die Treibhausgase bis 2050 gesenkt werden können. Darauf seien
China und die USA dem europäischen Beispiel gefolgt und hätten ebenfalls Verpflichtungen auf den Verhandlungstisch gelegt.
Das Angebot der US-Regierung sei zwar nicht ganz so anspruchsvoll wie das europäische, aber durchaus vergleichbar.

In
Lima will die EU vier Ziele erreichen: Es müsse ein Konsens über die
Kernelemente eines neuen Klimaabkommens gefunden werden.
Dazu gehöre auch die Finanzierung des Klimafonds. Die EU habe dafür
bereits 4,6 von 9,6 Mrd. US-Dollar zugesagt. Die Verpflichtungen
im Rahmen eines neuen Klimaschutzabkommens müssten transparent, messbar
und vergleichbar sein. Alle Verpflichtungen müssten
bis zum Frühjahr nächsten Jahres vorliegen und in einem vereinbarten
Verfahren analysiert und bewertet werden. Es müssten
zusätzliche Emissionsreduktionen vor 2020 vereinbart werden.

Der
vorstehende Beitrag zum Thema
Weltklimaabkommen wurde bereitgestellt von:

Energie & Management


Dezember 04, 2014


Tom Weingärtner


Tel:
+49 8152 9311-0

Fax:
+49 8152 9311-22

info[
@]emvg.de© 2014


E&M
GmbH Alle Rechte vorbehalten

Neue Finanzspritze für Ulmer Stadtwerke

Bild: Fotolia.com, nmann77

Mit dem neuen Genussrechtsdarlehen stärkt die Stadt Ulm ihrem Versorger den Rücken. Die Verluste kommen vor allem aus der Beteiligung an Kohle- und Gaskraftwerken. Neue Finanzspritze für die Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm (SWU). Das Unternehmen erhält von der Stadt 20 Mio. Euro in Form eines Genussrechtsdarlehen. „Das Darlehen wird verzinst“, wies ein Stadtwerke-Sprecher Medienberichte zurück, wonach es sich um ein unverzinsliches Darlehen handele. Der Gemeinderat hatte die Genehmigung des Darlehens am 3. Dezember einstimmig beschlossen.

Die SWU hatten das Geschäftsjahr 2013 mit einem Minus von 13 Mio. Euro abgeschlossen. Berichte, wonach im Jahr 2014 ein Minus von fast 25 Mio. Euro drohe, wies der Stadtwerkesprecher ebenfalls zurück: Der Jahresabschluss werde derzeit noch erstellt, das Minus werde aber nach bisherigen Erkenntnissen deutlich geringer ausfallen.

Das Unternehmen hatte bei der Veröffentlichung seines Jahresabschlusses für 2013 im April 2014 betont, dass im operativen Geschäft wieder schwarze Zahlen geschrieben würden, und zwar in Höhe von 1,7 Mio. Euro. Im Jahr 2012 hatte das operative Ergebnis noch bei minus 3,4 Mio. Euro gelegen. Der Bilanzverlust kam im Jahr 2013 zustande, weil die SWU durch ihre Beteiligung an konventionellen Kraftwerken zur Abnahme von Strommengen verpflichtet ist, die sich nur unter Erzeugungskosten verkaufen lassen. Die Stadtwerke sind mit 9,3 % am Trianel-Gaskraftwerk in Hamm und mit 5,3 % am Trianel-Kohlekraftwerk in Lünen beteiligt. Um sich für die sich abzeichnenden Verluste aus diesen Beteiligungen abzusichern, mussten höhere Rückstellungen gebildet werden. Mit dem Ziel, die Stadtwerke zu stärken, hatten die Gesellschafter Ulm und Neu-Ulm dem Unternehmen bereits Ende 2013 ein Genussrechtsdarlehen in Höhe von 15 Mio. Euro zukommen lassen.

Der vorstehende Beitrag zum Thema Ulmer Stadtwerke wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Dezember 04, 2014

Timm Krägenow

Tel: +49 8152 9311-0 Fax: +49 8152 9311-22 info[@]emvg.de© 2014

E&M GmbH Alle Rechte vorbehalten

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.

Der vorstehende Beitrag zum Thema Ziele für erneuerbare Energien in Europa wurde bereitgestellt von:

Energie & Management

Oktober 6, 2014

Michael Pecka

Tel: +49 8152 9311-0

Fax: +49 8152 9311-22

info[ @]emvg.de© 2014

E&M GmbH Alle Rechte vorbehalten

und

Heidi Roider

Tel: +49 8152 9311-0

Fax: +49 8152 9311-22

info[ @]emvg.de© 2014