Der Fernwärme-Westverbund steht in den Startlöchern

 

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Die Stadtwerke Dinslaken behaupten sich weiter im Wettbewerb und setzen für ihr Wärmegeschäft auf den bevorstehenden Zusammenschluss der Fernwärmenetze im Ruhrgebiet. Thomas Götz ist ein alter Fahrensmann in der Energiewirtschaft. Nach einem mehrjährigen Engagement bei der Saarberg Fernwärme GmbH managt er seit Herbst 2001 die Stadtwerke Dinslaken, die seit den 1970er Jahren stark in der Fernwärmeversorgung engagiert sind. Das Auf und Ab der jährlichen Gradtagzahlen bringt ihn längst schon nicht mehr aus der Ruhe. Dabei haben ihm die warmen Temperaturen des vergangenen Jahres zumindest für das zurückliegende Jahr etwas die Bilanz verhagelt. Beim Wärmeabsatz gab es für die Dinslakener, bei denen die Fernwärmeversorgung für rund 40 % des Umsatzes sorgt, nach den vorläufigen Zahlen ein Minus von etwa 15 % verbucht. „Wir werden deshalb unsere vorjährigen Rekordzahlen mit einem Umsatz von über 193 Millionen Euro und einem Konzerngewinn von rund 24,5 Millionen Euro nicht erreichen, aber dennoch ein gutes Ergebnis präsentieren.“ Zum „Jammern“, so Götz, bestehe dennoch kein Anlass.

Warum auch. Das mittelgroße Stadtwerk am Nordwestrand des Ruhrgebiets ist gut positioniert. Beispiele dafür gibt es genug: Im vergangenen Jahr konnten die Dinslakener rund 1 200 neue Stromkunden im Haushaltskundensektor gewinnen, Gemessen an den Zahlen zu 2012 ergibt das im Saldo ein Plus von 200 Haushalten: „Nach eine Analyse der Verbraucherzentrale zählen wir mit zu den günstigsten Versorgern in Nordrhein-Westfalen“, zeigt sich Götz zufrieden, „wir gewinnen wieder Kunden anstatt wie andere Kommunalversorger sie zu verlieren.“ Auch darüber, dass sein Stadtwerk den Stromabsatz im Großkundengeschäft in letzter Zeit mit über 220 Mio. kWh mehr als verdoppeln konnte.

Mit mittlerweile 20 Tochtergesellschaften beackern die Stadtwerke Dinslaken ein immer größer werdendes Portfolio; Bäder, Datenkommunikation bis hin zu Contracting, und zwar bundesweit, ist alles dabei. Erst im vergangenen Jahr konnten die Dinslakener Stadtwerke einige Contracting-Projekte in München, Köln oder Rostock für sich entscheiden. „Wenn wir nur noch in Dinslaken tätig wären, könnten wir schon längst nicht mehr die Ergebnisse wie heute erzielen“, sagt Götz.Das nächste Großprojekt des Unternehmens findet mit dem Bau der Fernwärmeschiene Rhein-Ruhr quasi vor der eigenen Haustür statt. Bau ist nicht die richtige Vokabel, es geht um den Zusammenschluss der drei großen, bestehenden Fernwärmenetze im Ruhrgebiet zwischen dem Niederrhein und Lünen östlich von Dortmund. Dieser Zusammenschluss ist eines der energiepolitischen Lieblingsprojekte der rot-grünen Landesregierung in Düsseldorf. Vor allem im Ballungsraum Ruhrgebiet verspricht sich die Regierungskoalition mit dem Fernwärmeausbau einen deutlich Fortschritt bei der Senkung der Treibhausgase sowie beim Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung. Die wirtschaftliche und ökologische Machbarkeit des Projektes hatte sich Klimaschutzminister Johannes Remmel eigens vom Ingenieurbüro BET GmbH aus Aachen mit einem umfangreichen Gutachten attestieren lassen.

Das Vorhaben steht nicht mehr länger allein auf dem Papier. Um zumindest den Westverbund, sprich die Verbindung der Fernwärmeschiene Niederrhein mit dem Steag-Netz (das sozusagen das mittlere Ruhrgebiet umfasst), in Angriff zu nehmen, gründen die beteiligten Unternehmen Steag Fernwärme, Energieversorgung Oberhausen (evo) und die Fernwärmeversorgung Niederrhein (ein Tochterunternehmen der Stadtwerke Dinslaken) im März eine gemeinsame Projektgesellschaft. An diesem Gemeinschaftsunternehmen ist die Steag mit 56,6 %, Dinslaken mit 25,1 % sowie die evo mit 18,3 % beteiligt. „Wir wollen mit dieser Plattform keine großen Gewinne erwirtschaften, sondern unsere Fernwärmeversorgung langfristig sichern“, betont Stadtwerke-Chef Götz.

Im März will das Trio die Genehmigungsunterlagen für die in vier Abschnitten geplante, rund 25 km lange Trasse zwischen Essen-Nord und dem Kohlekraftwerk in Duisburg-Walsum einreichen. „Wir gehen von einer rund einjährigen Bearbeitungszeit aus“, skizziert Thomas Döking, bei dem als Leiter der Hauptabteilung Fern- und Nahwärme in Dinslaken die technischen Planungen für den Westverbund über den Schreibtisch laufen, den weiteren Zeitplan. 2019 könnten erste Abschnitte der neuen Trasse, bei der Rohre mit einem Durchmesser von 1 200 mm verlegt werden, in Betrieb gehen. Im Folgejahr soll der Bau, bei dem rund 60 % der Leitungen oberirdisch verlegt werden, dann abgeschlossen sein. „Das ist sicherlich ein Jahrhundert-Projekt für das Ruhrgebiet“, schwärmt Stadtwerke-Chef Götz schon heute.

Mit der neuen Trasse erhofft sich Hauptabteilungsleiter Thomas Döking auch die Wärmeeinspeisung von weiteren industriellen Unternehmen. „Erste Gespräch laufen bereits“, lässt er durchblicken.

Nach den Worten von Götz belaufen sich die Investitionskosten auf rund 200 Mio. Euro, wobei die Westverbund-Partner auf eine großzügige Förderung aus der Landeskasse hoffen. Die Projektgesellschaft selbst will lediglich 20 Mio. Euro eigenes Geld in die Hand nehmen, um das Vorhaben anzuschieben. „Da wir als Unternehmen auch den Wärmeabsatz sicherstellen, sehen wir keine Probleme, Geld von den Banken zu bekommen“, betonte Götz.

Neben dem großen Projekt Fernwärmeschiene ist der Stadtwerke-Chef froh, auch bei kleineren, dezentralen Projekten Fortschritte zu machen. Anfang 2016 wird endlich die erste Windturbine auf Dinslakener Stadtgebiet in Betrieb gehen. Zusammen mit den Partnern RAG Montan Immobilien und Mingas-Power (ein Gemeinschaftsunternehmen von Steag und RWE Power) haben die Stadtwerke beim Windturbinenhersteller Enercon eine 3-MW-Anlage bestellt. Errichtet wird die Windturbine auf der Abraumhalde der einstigen Zeche Lohberg – ein symbolträchtiger Standort, der für den Wandel der Energieregion Ruhrgebiet steht.
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Januar 22, 2015

Ralf Köpke

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Evaluierungsbericht: Die Mischung machts

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Die Bundesnetzagentur hat sich in ihrem Evaluierungsbericht an das Bundeswirtschaftsministerium für ein modifiziertes Modell der „Anreizregulierungsverordnung (ARegV) 2.0“ ausgesprochen. Den Ansatz der Investitionskostendifferenz lehnt sie kategorisch ab. Die Überraschung nach der Veröffentlichung des Evaluierungsberichts dürfte sich in der Branche in Grenzen halten. Bereits während eines Workshops mit Branchenvertretern im vergangenen Oktober in Bonn hatte Achim Zerres, Leiter der Abteilung Energieregulierung bei der Bundesnetzagentur, angedeutet, wie sich die Behörde die Weiterentwicklung der Anreizregulierung für Verteilnetzbetreiber vorstellt. Einige Wochen später bekräftigte er noch einmal seine Sympathien im Gespräch mit E&M: Das Modell der sogenannten „ARegV-Reform“ in Verbindung mit einer differenzierten Regulierung sei eine „relativ vernünftige Lösung“. Käme der Verordnungsgeber zu dem Ergebnis, dies sei der richtige Ansatz, wäre die Bundesnetzagentur „nicht unglücklich“.

Nun hat sich die Bonner Behörde in ihrem Evaluierungsbericht ganz offiziell für diese Kombination ausgesprochen. In der Gesamtabwägung der vier in den letzten Monaten diskutierten Modellalternativen heißt es: „Die Bundesnetzagentur spricht sich insgesamt dafür aus, die im Modell ARegV 2.0 angelegten Verbesserungsmöglichkeiten zu nutzen. Als Ergänzung zu diesem Ansatz sollte für die von der Energiewende besonders betroffenen Netzbetreiber im Rahmen einer differenzierten Regulierung die Möglichkeit eröffnet werden, auch Investitionsmaßnahmen zu beantragen.“

Damit ist die Bundesnetzagentur der Auffassung, die Anreizregulierungsverordnung solle mit ihren wesentlichen bisherigen Merkmalen weitergeführt werden. Schließlich habe der Evaluierungsprozess einen lediglich „moderaten“ Änderungsbedarf zu Tage gefördert. An den Stellen, an denen es besonders knirscht, bei den Abweichungen zwischen Kosten und zugestandenen Erlösen im Erweiterungsfaktor und bei den Anreizen für nachhaltige Effizienzsteigerungen durch Innovationen, seien jedoch Anpassungen dringend nötig. Abhilfe könnte die Einführung eines sogenannten Efficiency Carry-Over- oder eines Bonus-Systems schaffen. Demnach würden Effizienzgewinne nicht sofort mit Beginn der neuen Regulierungsperiode abgeschöpft, sondern könnten in die nächste Periode übertragen werden. Wer gut wirtschaftet, hätte dann ein höheres Budget zur Verfügung. Ein Bonus könnte effizienten Netzbetreiber weitere Anreize für Innovationen geben, selbst wenn sie bereits einen Effizienzwert von 100 Prozent erhalten haben. Der Bonus solle sich dann beim jeweiligen Netzbetreiber in einer höheren Erlösobergrenze niederschlagen.

Doch nicht alle Netzbetreiber lassen sich über einen Kamm scheren. Manche sind stärker vom Ausbau der erneuerbaren Energien betroffen als andere, so dass selbst eine Anpassung des Erweiterungsfaktors noch keine adäquate Lösung darstellt. Durch eine Ergänzung der ARegV 2.0 um einen differenzierten Regulierungsansatz will die Bundesnetzagentur dem Rechnung tragen. Wer eine besondere Betroffenheit nachweisen kann, soll den Weg der Investitionsmaßnahme beschreiten können, der bisher den Übertragungsnetzbetreibern vorbehalten war. Damit könnten die jeweiligen Verteilnetzbetreiber die Kosten des Netzausbaus unmittelbar auf Plankostenbasis geltend machen.

Zerres hatte schon im vergangenen Oktober keinen Hehl daraus gemacht, dass die Behörde es durchaus begrüße, wenn die Unternehmen dadurch zu einer gewissen Planungsdisziplin angehalten würden. Ohnehin sei von den Netzbetreibern zu erwarten, dass sie eine mittelfristige Netzplanung vornehmen. Schließlich lasse sich auch nur so das Einsparpotenzial durch innovative Netztechnologien identifizieren. Den Einwand, Verteilnetzbetreiber könnten nicht über fünf Jahre abschätzen, wie sich der Ausbaubedarf entwickeln werde, lässt die Behörde nicht gelten. Dazu schreibt sie: „Nahezu jedes mittelständische Unternehmen nimmt eine solche Fünf-Jahres-Planung vor. Netzbetreiber, in deren Netzgebiet es keine belastbaren Anhaltspunkte für die auf sie zukommenden Ausbauverpflichtungen gibt, stehen mit hoher Sicherheit keiner besonderen Belastung gegenüber, die eine differenzierte Regulierung rechtfertigen würden.“ Befürchtungen, man sei auf die einmal getroffenen Planungen festgenagelt, versucht die BNetzA zu zerstreuen: „Der Zugang zu den Investitionsmaßnahmen innerhalb der Regulierungsperiode wird nicht verwehrt, wenn die Annahmen aus den Planungen zum Netzausbau nicht erfüllt werden.“
In dem knapp 500 Seiten langen Papier diskutieren die Autoren der Bundesnetzagentur die vier seit dem vergangenen Jahr kursierenden Regulierungsmodelle im Detail, stellen Vor- und Nachteile gegenüber und gehen auch auf Kritikpunkte ein, die im Evaluierungsprozess von Branchenvertretern geäußert wurden. Für die Gesamtabwägung sind dann allerdings nur 11 Zeilen notwendig, in denen die Präferenzen der Behörde für die genannte Kombination klar zum Ausdruck gebracht werden. Während schließlich das Modell des Gesamtkostenabgleichs mit Bonus noch als „Perspektive für die Zukunft“ bezeichnet wird, erhalten die kapitalorientierten Modelle deutliche Absagen: Der Ansatz der Investitionskostendifferenz eine kategorische und der Ansatz des Kapitalkostenabgleichs eine mit einer abschließenden Spitze versehene. „Sollte man in der politischen Diskussion zu dem Ergebnis kommen, dass eine möglichst schnelle Kapitalkostenanerkennung den Vorrang vor der Hebung von Innovations- und Einsparpotenzialen haben sollte, ist der Kapitalkostenabgleich vorzugswürdig“, heißt es auf Seite 462.

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Januar 14, 2015

Fritz Wilhelm

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Stadtwerke fordern Nitratbremse

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Der Versorgerverbände VKU und der BDEW sehen sich durch ein neues Gutachten des Sachverständigenrates für Umweltfragen in ihrer Forderung bestärkt, zum Schutz des Trinkwassers Stickstoffeinträge in die Umwelt zu verringern. Wasserversorger haben seit einiger Zeit mit verstärkten Nitratbelastungen im Grundwasser, das sie für die Trinkwassergewinnung nutzen, zu kämpfen. Seit längerem fordere die kommunale Wasserwirtschaft deshalb ein konsequentes Gegensteuern, da der Grenzwert aus der Trinkwasserverordnung von 50 mg/l Nitrat zum Teil nur noch durch aufwendige und kostenintensive Maßnahmen bei der Gewinnung und Aufbereitung von Trinkwasser aus Grundwasser eingehalten werden kann, so der VKU. Nitrat ist vor allem für Kleinkinder gesundheitsschädlich.
Doch nicht nur im Trinkwasser machen Stickstoffverbindungen wie Nitrat Schwierigkeiten. Die Belastung der Umwelt mit reaktivem Stickstoff sei ein vielfach unterschätztes Problem, heißt es im Sondergutachten „Stickstoff: Lösungsstrategien für ein drängendes Umweltproblem“, das der Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) am 14. Januar an Bundesumweltministerin Barbara Hendricks übergab. Als wichtigste Verursacher von Stickstoffeinträgen nennt das Gutachten die Düngung in der Landwirtschaft und die Verbrennung von Kohle, Öl oder Biomasse.
„Die Politik muss dieses bedeutende Umweltproblem entschiedener als bisher angehen“, fordert Karin Holm-Müller, stellvertretende Vorsitzende des Sachverständigenrates für Umweltfragen. Dies betreffe Landwirtschafts-, Verkehrs- und Energiepolitik. „Deshalb ist eine Stickstoffstrategie nötig“.
Für dringend erforderlich hält der SRU unter anderem eine Verschärfung der Düngeverordnung (DÜV), die das landwirtschaftliche Ausbringen von Gülle und Gärresten aus Biogasanlagen regeln soll. Der Referentenentwurf für eine Novellierung vom Dezember 2014 sei nicht ausreichend. Das sehen auch VKU und BDEW, die Verbände der Wasserwirtschaft, so.

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Januar 14, 2015

Peter Focht

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Thüga bleibt vorerst ohne Vorstandschef

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Die Gremien des Stadtwerke-Netzwerks Thüga haben entschieden, dass vorerst kein Vorstandsvorsitzender berufen wird. Die Position solle zunächst unbesetzt bleiben, heißt es aus dem Unternehmen. „Der Aufsichtsrat der Thüga Aktiengesellschaft sowie der Personalausschuss und der Aufsichtsrat der Thüga Holding sind im Dezember einvernehmlich zu der Überzeugung gekommen, die Position des Vorstandsvorsitzenden der Thüga Aktiengesellschaft vorerst nicht nachzubesetzen“, teilte das Unternehmen auf Anfrage mit: „Michael Riechel (Sprecher), Matthias Cord, Gerhard Holtmeier und Christof Schulte bilden den Vorstand der Thüga Aktiengesellschaft und der Contigas Deutsche Energie-Aktiengsellschaft sowie die Geschäftsführung der Thüga Management GmbH.“

Der Vertrag des bisherigen Vorstandsvorsitzenden der Thüga, Ewald Woste, war Ende Oktober ausgelaufen. Jeweils 20,5 % der Thüga-Anteil halten die drei großen Kommunalversorger Mainova (Frankfurt), N-Ergie (Nürnberg) und die Stadtwerke Hannover. 38,4 % der Anteile befinden sich im Eigentum der KOM9 – einem Zusammenschluss von mehr als 50 kleinen und mittleren Stadtwerken. Zwischen den beiden Gruppen hatte es in der Vergangenheit unterschiedliche Vorstellungen unter anderem über die Besetzung des wichtigen Personalausschusses gegeben, in dem über das Führungspersonal entschieden wird.

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Januar 09, 2014

Timm Krägenow

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Stadtwerke Lübbecke wieder voll kommunal

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Die Stadtwerke im ostwestfälischen Lübbecke sind seit 1. Januar wieder ein rein kommunales Unternehmen. Die Wirtschaftsbetriebe Lübbecke GmbH (WBL), eine hundertprozentige Tochter der Stadt Lübbecke, hat zum Jahresende 2014 die Anteile des RWE-Konzerns an der Stadtwerke Lübbecke GmbH erworben. RWE hielt seit 2004 einen Anteil von 24,9 % an dem Unternehmen.
Die Gesellschafterversammlung der WBL hatte schon im August 2012 beschlossen, die RWE-Anteile zurückzukaufen. Anfang Oktober 2014 hatte die Stadt die Konzessionsverträge mit den Stadtwerken für das Strom- und das Gasnetz in Lübbecke verlängert. Das nun wieder zu 100 % kommunale Unternehmen versorgt die 26 000-Einwohner-Stadt Lübbecke mit Strom, Gas, Wärme und Wasser. Im Jahr 2013 wurden 67,9 Mio. kWh Strom und 264 Mio. kWh Erdgas abgesetzt. Der Umsatz lag bei 28,5 Mio. Euro.
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Januar 05, 2015

Peter Focht

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