Stadtwerke Duisburg planen ein Kraftwerk stillzulegen

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Der Duisburger Versorgungs- und Verkehrskonzern (DVV) muss weiter sparen. Aus diesem Grund soll unter anderem das Steinkohlekraftwerk in Duisburg-Hochfeld 2017 vom Netz gehen.„Die Wirtschafts- und Mittelfristplanung 2015 bis 2019 weist drohende Verluste von über 30 Millionen Euro pro Jahr auf“, schreibt Marcus Wittig, Vorsitzender der Geschäftsführung, in einer Februar-Sonderausgabe des Mitarbeitermagazins „Durchblick“. Da die Stadt die Verluste nicht ausgleichen könne, seien weitere Sparmaßnahmen notwendig. Demnach plant die DVV jährliche Einsparungen von rund 45 Mio. Euro, um die Liquidität des Konzerns zu sichern. Mit dem Betriebsrat sind 80 Maßnahmen vereinbart worden. Nachhaltig müssen in den kommenden vier Jahren Millionen eingespart werden, denn die aktuelle Lage „ist nahe dran, existenzbedrohend zu sein“, teilt Wittig den Mitarbeitern weiter mit.
Bereits im Jahr 2012 hatte das Unternehmen ein Restrukturierungsprogramm namens Repower aufgelegt. Nach einem Verlust von 29,6 Mio. Euro 2012 hatte der Duisburger Energiekonzern das Geschäftsjahr 2013 mit einem deutlich geringeren Negativergebnis von 3,5 Mio. Euro abgeschlossen. Das verbesserte Geschäftsergebnis sei auf das Konsolidierungsprogramm Repower zurückzuführen, sagte Wittig am 2. Juli 2014. Da sich die wirtschaftliche Lage trotz der erreichten Verbesserungen weiter verschärft habe, seien weitere Maßnahmen notwendig, ist nun in der aktuellen Mitarbeiterzeitschrift zu lesen.

Gaskraftwerk soll für Fernwärmeerzeugung erhalten bleiben

Die Stilllegung des Kohlekraftwerks in Hochfeld (95 MW, Steinkohle) bis Ende 2017 ist eine dieser 80 angedachten Maßnahmen. Die Stadtwerke Duisburg betreiben neben dem Kraftwerk in Hochfeld ein Gaskraftwerk in Duisburg-Wanheim (274 MW, GuD). Das Energieunternehmen macht mit seinen beiden Kraftwerken Millionenverluste. Das ältere Kohlekraftwerk soll daher vom Netz, das flexiblere GuD soll für die Fernwärmeerzeugung erhalten bleiben. Neben dem Erhalt nur noch eines Kraftwerks will das Unternehmen die Fernwärmeerzeugung ausbauen, schreibt die DVV in ihrer Mitarbeiterzeitschrift: „Hierzu soll in Hochfeld ein Fernwärmespeicher gebaut werden, in dem erhitztes Wasser zwischengelagert werden kann. Des Weiteren soll zwischen Rheinhausen und Homberg ein Anschluss des aus unseren Kraftwerken gespeisten Fernwärmenetzes an die Fernwärmeschiene Niederrhein erfolgen. So kann im Bedarfsfall sowohl zusätzliche Wärme bezogen als auch Wärme eingespeist werden.“
Insbesondere den Mitarbeitern stehen erhebliche Einschnitte bevor. So soll zum Beispiel das Fort- und Weiterbildungszentrum Rheinhausen geschlossen werden. Die befristeten Arbeitsverhältnisse werden nicht verlängert und die unbesetzten Stellen auch nicht wieder besetzt. Zudem soll der Fuhrpark verkleinert werden und es wird darüber nachgedacht, dass Forderungsmanagement sowie Abrechnungsleistungen auszugliedern. Die Maßnahmen sollen betriebsbedingte Kündigungen vermeiden.

Nach Informationen des DVV-Konzerns stehen die Pläne derzeit noch unter Vorbehalt. Der Aufsichtsrat muss das Konzept in den nächsten Wochen noch absegnen. Daher könne sich der Konzern offiziell noch nicht dazu äußern, sagte eine Pressesprecherin auf Anfrage von E&M powernews.

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Februar 23, 2015

Heidi Roider

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“Dass sich Eon neu erfindet, sollten die Stadtwerke sehr ernst nehmen”

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Trianel-Chef Sven Becker mahnte die Kommunalversorger, sich für die Komplexität der neuen Energiewelt zu wappnen. Sein Unternehmen hat jetzt auch nachts und am Wochenende Energiehändler im Einsatz.

E&M: Herr Becker, Eon hat entschieden, sich vom Erzeugungsgeschäft zu trennen und jetzt auf Kundenlösungen, Netze und Erneuerbare zu setzen. Ist das auch ein Angriff auf die Stadtwerke?

Becker: Die Antwort ist ganz klar: Ja. Mit der neuen Gesellschaft wird sich Eon ganz eindeutig auf das Downstream-Geschäft konzentrieren. Die Wertschöpfungskette der Energiewirtschaft wird künftig als Folge von Dezentralisierung und Energiewende vor allem von den Kunden ausgehen. Zunächst wird sich der Wettbewerb im Dienstleistungsgeschäft wohl auf Gewerbe- und Industriekunden konzentrieren, die Partner für innovative Lösungen für ihre variablen Lasten und für das Zuschalten ihrer dezentralen Erzeugungsanlagen suchen. Dass ein so großes Unternehmen, das bislang ausschließlich auf zentralen Kraftwerksmodellen basierte, sich neu erfindet und mit ganzer Kraft in diesen Markt geht, sollten die Stadtwerke sehr ernst nehmen.

E&M: Wie steht es mit der These, dass die Stadtwerke automatisch die Gewinner der Energiewende werden?

Becker: Stadtwerke sind im Grunde ideal positioniert auf der letzten Meile, sie haben den Kundenkontakt. Den müssen sie jetzt aber auch ‚aufladen‘ − also diesen Zugang zum Kunden wirklich nutzen. Ich habe bereits 2012 gesagt, dass es falsch ist zu behaupten, dass Stadtwerke die geborenen Gewinner der Energiewende seien. Sie werden nur gewinnen, wenn sie mit der neuen Komplexität umgehen können. Sie müssen sich sämtlichen Chancen der Energiewende öffnen.

“Jedes Stadtwerk sitzt bei uns sozusagen virtuell auf einem hochmodernen Tradingfloor”

E&M: Was wird künftig die wichtigste Herausforderung sein?

Becker: Die zentrale Aufgabe wird sein, in jedem Augenblick die dezentrale Einspeisung und den Verbrauch in ein Gleichgewicht zu bringen. Diese Aufgabe wird immer komplexer, sowohl im Netz als auch im Handelsmarkt. Wer heute Strom liefern und damit Geld verdienen will, der muss die Volatilität der Einspeisung aus erneuerbaren Energien und die Volatilität der Nachfrage, die sich durch Eigenerzeugung ebenfalls grundsätzlich ändert, kurzfristig beherrschen. Nur wenn ich möglichst genau abschätzen kann, wie viel Strom mein Kunde tatsächlich in den nächsten Stunden aus meinem Bilanzkreis entnimmt und wie viel Strom aus Sonne, Wind oder dezentralen Kraftwerken in meinen Bilanzkreis eingespeist wird, kann ich mein Portfolio und meinen Bilanzkreis gut bewirtschaften. Dafür muss ich Wetter- und Verbrauchsprognosen optimieren und Differenzmengen immer kurzfristiger handeln.
Sven Becker: “Keiner wird derzeit in ein unreguliertes Geschäft investieren”
Bild: Trianel

E&M: Welche Konsequenzen hat Trianel daraus gezogen?

Becker: Wir haben im vergangenen Jahr das Prinzip 24/7 auf unserem Tradingfloor verstärkt. Das heißt, bei uns sorgen jetzt rund um die Uhr und auch am Wochenende Trader dafür, dass die Portfolios unserer 120 Kunden auch kurz vor dem Lieferzeitpunkt optimal gemanagt werden. Jedes Stadtwerk sitzt bei uns sozusagen virtuell auf einem hochmodernen Tradingfloor, denn der betreuende Portfoliomanager arbeitet bei uns in unmittelbarer Nähe der Händler. Insgesamt arbeiten in unserem Handelszentrum mittlerweile knapp 100 Leute. Wir haben hier stark aufgestockt.

E&M: Handeln Sie nur auf fremde Rechnung?

Becker: Wir handeln auch auf eigene Rechnung, allerdings mit begrenzt spekulativem Appetit. Ich halte es für wichtig, dass wir selbst Positionen eingehen und somit auch unsere Exzellenz in der Marktanalyse immer weiter steigern. Es ist ein starkes Argument für unsere Kunden, dass wir Geschäfte, die wir für Dritte machen, auch für uns selber machen − nach dem Motto ‚Put your Money where your mouth is‘. Wir haben 2014 wirklich ein erfolgreiches Handelsjahr gehabt. Wir sind zunehmend auch in die Kurzfrist- und Intradaymärkte gegangen, auch in Richtung Österreich und Frankreich, und haben unsere Kompetenz im Bereich Meteorologie erhöht, so dass wir an diesem Kurzfristende wirklich erfolgreich profitieren konnten.

“Wir konzentrieren unsere Manpower in den regenerativen Projekten”

E&M: Was tun Sie, um die Komplexität von Beschaffungs- und Portfoliomanagementprozessen für kleinere und mittlere Unternehmen besser zu bewältigen?

Becker: Die immer höheren Anforderungen an energiewirtschaftliche Prozesse werden nur durch einen vollautomatisierten Datenaustausch zu erfüllen sein. Wer glaubt, noch mit händischen Prozessen und Excel-Tabellen erfolgreich sein zu können, wird sich wohl täuschen. Auf der Grundlage von Wetterdaten, Preiskurven, Absatzerwartungen und den Daten von Netzbetreibern müssen Prognosen erstellt und in immer kürzeren Abständen angepasst werden. Anschließend müssen die Handelsgeschäfte getätigt und abgerechnet werden. Wir arbeiten gerade an einem webbasierten Portal, das alle diese Prozesse und auch die zugehörigen amtlichen Meldepflichten in einem durchgehenden Prozess und Datenfluss managt. Wir wollen damit auch das Problem der unterschiedlichen Schnittstellen der verschiedenen IT-Systeme bei unseren Stadtwerkekunden lösen.

E&M: Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel hat im Januar Zahlungen für das Vorhalten von Kraftwerken (Kapazitätsmarkt; d. Red.) eine kaum verklausulierte Absage erteilt. Welche Konsequenzen hat das für das Kraftwerksgeschäft von Trianel?

Becker: Wir haben die Projektentwicklung komplett restrukturiert. Nach wie vor sind wir davon überzeugt, dass zukünftig neue, flexible Kapazitäten notwendig sind, um den Ausbau der Erneuerbaren zu unterstützen, Stichwort Pumpspeicher. Allerdings bekommen wir dieses Geschäft nicht abgebildet und finanziert. Keiner wird derzeit in ein unreguliertes Geschäft investieren. Daher haben wir diese Projekte zurückgefahren, auch wenn wir uns die Optionen, von denen wir nach wie vor energiewirtschaftlich überzeugt sind, erhalten. Wir haben die Teams neu strukturiert und konzentrieren unsere Manpower in den regenerativen Projekten. Onshore- und Offshore-Wind ist das einzige, wo wir derzeit aktiv weiter investieren wollen.

E&M: Wollen Sie den zweiten Abschnitt des Offshore-Windparks Borkum West bauen? Der erste Abschnitt ist ja jetzt mit Verzögerung aufgrund des fehlenden Netzanschlusses Anfang Februar in Betrieb gegangen.

Becker: Das Ziel ist, den Baubeschluss für die nächsten 200 MW im zweiten Quartal 2016 zu fällen. Wir haben die Genehmigung für die zweite Ausbaustufe, ein eigenes Umspannwerk und die Netzanschlusszusage der Bundesnetzagentur. Deshalb sind wir gut aufgestellt, um dieses Projekt jetzt weiterzuentwickeln. Unser Offshore-Team in Hamburg mit knapp 30 Leuten hat in den letzten Jahren nicht zuletzt über die erfolgreiche Bewältigung vieler technischer Herausforderungen eine große Erfahrung gesammelt. Die Industrie ist heute wesentlich weiter als vor fünf Jahren. Die Standardisierung macht Fortschritte und die Einzelgewerkvergabe kann entschlackt werden, weil mehrere Gewerke gemeinsam anbieten. Das wird Schnittstellen und Risiken reduzieren. Vor diesem Hintergrund halte ich den zweiten Bauabschnitt für ein sinnvolles und werthaltiges Investment.

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Februar 10, 2014

Timm Krägenow

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Strom durch Abwärme

RWE will vermehrt seinen Kunden Effizienzdienstleistungen anbieten, auch für den Betrieb von Dampfturbinen. Der Organic-Rankine-Cycle (ORC), benannt nach einem schottischen Physiker, ermöglicht es Dampfturbinen mit einem Medium mit niedrigem Siedepunkt anzutreiben. Dieses Verfahren will RWE nutzen, um BHKW-Betreibern die Nutzung von Abwärme zu ermöglichen, wie Jörn-Erik Mantz, Geschäftsführer der RWE Energiedienstleistungen GmbH im Rahmen der E-World erläuterte. Als Arbeitsmittel komme beispielsweise Ammoniak in Frage, so Mantz. Derzeit werde die Dienstleistung mit KWK-Anlagen mit einer Leistung zwischen 50kW und 2 MW getestet.

Das ORC-Verfahren könne überall dort eingesetzt werden, wo größere Mengen an Abwärme anfallen und anderenfalls ungenutzt in die Atmosphäre entweichen würden. Auch in der  Industrie, beispielsweise in der chemischen oder metallverarbeitenden Industrie sei das Verfahren möglich.

Zwei ORC-Referenzanlagen mit 50 kWel und einer Erzeugungskapazität von 390 000 kWh/Jahr stehen an zwei Standorten in der Gemeinde Wiesenburg/Mark in Brandenburg. Sie nutzen die Abgaswärme von Biogas-Blockheizkraftwerken, die mit einerTemperatur von circa 500°C ganzjährig zur Verfügung steht. Mantz wies darauf hin, dass das Verfahren umso wirtschaftlicher sei, je länger die Wärmebereitstellung möglich sei. Der in Wiesenburg erzeugte ORC-Strom werde nach dem EEG eingespeist. Derzeit veranschlagt Mantz die Kosten des ORC-Verfahren noch mit 2 000 Euro je installierter kW. Mit zunehmender Verbreitung der Technologie und Erfahrung mit deren Umsetzung seien sie jedoch zu senken.

Außerdem will RWE die Strom- und Wärmewende mit Power-to-Heat-Angeboten verbinden. Auch zu diesem Thema stellte Mantz eine Referenzanlage vor. Sie steht in Berlin-Adlershof und kombiniert einen Wärmespeicher mit einer KWK-Anlage und der Power-to-Heat-Technologie. Die maximale Heizleistung beträgt 96 MW, die Power-to-Heat-Leistung 6 MW sowie die elektrische Erzeugungsleistung 13 MW. Der  ruckheißwasserspeicher fasst 2000 m3 für 100 MWh.

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Februar 11, 2015

Fritz Wilhelm

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EU will Energieunion neu anpacken

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Das Siemens-Umspannwerk für den Offshorepark Nordsee Ost verzögerte sich um zwei Jahre. Jetzt haben sich der Technologiekonzern und RWE Innogy außergerichtlich auf die Beilegung von Schadensersatzansprüchen geeinigt.

Die RWE-Ökostromtochter RWE Innogy und der Siemens-Konzern haben ihren Streit um Entschädigungszahlungen rund um den Offshore-Windpark „Nordsee Ost“ beigelegt. „Zwischenzeitlich sind wir mit Siemens zu einer einvernehmlichen Lösung gekommen, die für beide Seiten akzeptabel ist“, sagte eine RWE-Sprecherin gegenüber E&M Powernews auf Anfrage. Über die finanziellen Details der Einigung sei Stillschweigen vereinbart worden.

RWE Innogy hatte Siemens im August 2010 mit der Lieferung des Offshore-Umspannwerks für den Offshore-Windpark Nordsee Ost beauftragt. Der Auftrag umfasste die Fertigung, Anlieferung und Inbetriebnahme des Umspannwerks auf See rund 33 Kilometer nordöstlich von Helgoland. Damals wurde vereinbart, dass die Umspannstation im Frühsommer 2012 installiert werden sollte. Die Umspannstation wandelt den von den Windkraftanlagen mit 33 Kilovolt erzeugten Strom auf eine Übertragungsspannung 155 kV um. Die Anlage ist 18 Meter hoch und wiegt rund 1 850 Tonnen. Das ursprüngliche
Auftragsvolumen lag damals bei 40 Mio. Euro. Bei der Lieferung des Umspannwerks war es zu erheblichen Verzögerungen.

Laut Presseberichten hatte RWE im Oktober 2013 eine Schiedsklage gegen
Siemens eingereicht und Schadensersatzansprüche in Höhe von 256 Mio.
Euro plus Forderungen für künftige Schäden erhoben. Im März 2013 hatte
RWE bereits aufgrund der Verzögerungen den Vertrag mit Siemens
gekündigt. Zum gleichen Zeitpunkt hatte RWE parallel einen neuen
Liefervertrag mit der dänischen Firma Bladt Industries abgeschlossen.
Diese hat das Umspannwerk im Juli 2014 fertiggestellt. Als Grund für die
Verzögerung der Lieferung durch Siemens waren Probleme mit der
Herstellung der Plattform-Unterkonstruktion durch die beauftragte Werft
angegeben worden.

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Februar 04, 2015

Tom Weingärtner

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Offshore-Windpark Butendiek beginnt mit der Stromeinspeisung

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Wenige Tage nachdem Borkum West, der Offshore-Windpark des Trianel-Netzwerkes, die erste Stromeinspeisung vermeldet hat, zieht das Projekt Butendiek nach.
Beim dem Projekt rund 30 km westlich der Nordseeinsel Sylt, das die Bremer wpd-Gruppe geplant hat und auch künftig betreibt, sind nach Unternehmensangaben mittlerweile 24 der insgesamt 80 Windturbinen mit einer Leistung von jeweils 3,6 MW komplett installiert. Diese ersten Anlagen haben nun mit der Stromeinspeisung begonnen. Im Sommer soll der Hochseewindpark in Gänze fertig gestellt sein, wobei die Bauzeit dann nur 15 Monaten gedauert hat.

An Butendiek sind neben dem Planer und Mitgesellschafter wpd der Marguerite Fund, Siemens Financial Services, Industriens Pension (IP), Pensionskassernes Administration (PKA), CDC Infrastructure sowie ewz (Elektrizitätswerk der Stadt Zürich) beteiligt − Butendiek gehört damit zu den wenigen Offshore-Windenergieprojekten, bei dem keiner der großen europäischen Energiekonzerne mit an Bord ist.

Das 1,3 Mrd. Euro teure Projekt Butendiek zählt zu den mehr als einem halben Dutzend Projekten in der deutschen Nord- und Ostsee, die in diesem Jahr in Betrieb gehen sollen. Dazu zählen auch die im vergangenen Jahr noch nicht abgeschlossenen Projekten DanTysk (Vattenfall & Stadtwerke München), Global Tech 1 (u.a. Stadtwerke München, HSE AG und Axpo aus der Schweiz) sowie Nordsee Ost (RWE Innogy) und Borkum West, das, obwohl seit vergangenem Mai vollständig errichtet, erst in diesem Jahr von TenneT ans Netz angeschlossen wird. Die Leistung all dieser Vorhaben liegt bei annähernd 2 000 MW, die dafür sorgen, dass Deutschland in diesem Jahr wohl die höchste neu installierte Leistung auf See vorweisen wird.

Bei der wpd-Gruppe laufen neben den Arbeiten für Butendiek schon die Vorbereitungen für das nächste Projekt. Geplant ist im kommenden Jahr der Baubeginn für das Vorhaben Nordergründe, einem 110-MW-Vorhaben in der Zwölf-Seemeilen-Zone in Nähe der Insel Wangerooge.

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Februar 05, 2015

Ralf Köpke

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Neuer Anlauf für Wasserkraft in Bayern

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Wasserkraftwerksunternehmen haben die Initiative „Wasserkraft – Ja bitte!“ gestartet. Außerdem kündigte das bayerische Umweltministerium an, einen neuen Wasserkrafterlass erarbeiten zu wollen. Der Strombedarf wird nach Zahlen des Verbands der Bayerischen Energie- und Wasserwirtschaft (VBEW) in Bayern auch künftig jährlich rund 90 TWh betragen. Der maximale Bedarf an Leistung, der rund um die Uhr zur Verfügung stehen muss, beziffert der Verband auf 12,5 GW. Damit werde es nach dem Abschalten aller bayerischen Kernkraftwerke eine Deckungslücke von 40 TWh und eine Kapazitätslücke von mindestens 5 GW geben. Der VBEW fordert daher endlich Entscheidungen seitens der Politik, sagte VBEW-Vorsitzender Wolfgang Brandl am 10. Februar in München.

Der VBEW stellte gemeinsam mit der österreichischen Verbund AG – die mit Tochtergesellschaften in Deutschland aktiv ist – und der Rhein-Main-Donau AG mit Sitz in München die neue Initiative „Wasserkraft – Ja bitte!“ vor und nahm Stellung zum beendeten Energiedialog in Bayern.

Brandl sagte, dass der Energiedialog zwar ein richtiger Schritt gewesen sei, aber ein nicht hinreichender. Es seien noch zu viele Fragen offen: Wie könne es beispielsweise gelingen, dem Neubau von Gaskraftwerken in Bayern zu verwirklichen, wenn schon bestehende Gaskraftwerke unrentabel sind? Oder wie könne sich Bayern eines Abtransports von Windstrom aus Nord- und Mitteldeutschland verweigern, obwohl auch Bayern Photovoltaikstrom exportiert? „Für die Auflösung solcher Widersprüche liegt der Ball im Spielfeld der Politik“, sagte Brandl und forderte ein schlüssiges Gesamtkonzept, auf das sich die Branche verlassen könne. VBEW-Geschäftsführer Detlef Fischer fügte hinzu, dass Investitionen in der Energiewirtschaft schließlich auf Jahrzehnte angelegt seien. „Was uns deshalb besonders schmerzt, sind die ständigen Veränderungen der Rahmenbedingungen.“

Die bayerische Energiewirtschaft tritt nach Aussagen des VBEW für einen ausgewogenen Standort-Mix ein. An einem sinnvollen Ausbau der Strom- und Gasnetze auf allen Spannungsebenen und Druckstufen werde man aber in keiner Variante vorbeikommen. Der schönste Strom aus Wind und Sonne nütze schließlich nichts, wenn er nicht gebraucht werde und von der Netzinfrastruktur nicht weitergeleitet werden könne. In diesem Zusammenhang müssten die Erneuerbaren stärker in die Pflicht genommen werden, den Strom bedarfsgerechter zur Verfügung zu stellen. Zudem plädiert der VBEW dafür, sich mehr auf die Systemintegration der Erneuerbaren zu konzentrieren. Im Schnitt würden jährlich ein Drittel des
Stromverbrauchs zwar bereits von erneuerbaren Energien gedeckt, bei der Mobilität und den Gebäudewärmebedarf würden aber weiterhin die fossilen Brennstoffe dominieren. Hier müssten ehrgeizigere Ziele definiert
werden, so der VBEW-Vorsitzende Brandl: „Wir müssen die
Verbrauchssektoren Strom, Wärme und Mobilität auf der Grundlage
erneuerbarer Energien besser miteinander vernetzen.“

Initiative will Bevölkerung über Wasserkraft aufklären

Zu den Erneuerbaren gehöre auch die Wasserkraft, betonte Albrecht
Schleich, Vorstand der Rhein-Main-Donau AG: „Die große Bedeutung der
regenerativen Wasserkraft muss in unserer erneuerbaren Energiewelt in
Bayern noch viel stärker in das Bewusstsein der breiten Öffentlichkeit gerückt werden.“ Um die Vorteile der Wasserkraft, aber auch deren Auswirkungen auf die Natur besser in der Öffentlichkeit zu kommunizieren, wurde nun die Initiative „Wasserkraft – Ja bitte!“ ins
Leben gerufen. Schleich: „Jede Energieform hat negative Begleiteffekte,
dazu stehen wir.“ Jedoch würden mit ökologischen Optimierungsmaßnahmen an den Wasserkraftwerk-Standorten weiterhin erhebliche Verbesserungen für die Umwelt erreicht, ergänzte Michael Amerer, Geschäftsführer der Verbund Innkraftwerke sowie der Verbund Grenzkraftwerke.

Unternehmen, die sich bereits an der Initiative beteiligen, sind unter anderem die Bayerischen Elektrizitätswerke aus Augsburg, die Eon Kraftwerke mit Sitz in Landshaut, die Münchner Rhein-Main-Donau AG, die Verbund AG mit Sitz in Wien, SÜC Energie und H2O aus Coburg, die Verbund Innkraftwerke mit Sitz in Töging sowie die Grenzkraftwerke aus Simbach.

Zufällig hat die Staatsregierung fast zeitgleich angekündigt, dass der im
Frühjahr 2013 auf Eis gelegte Entwurf des Umweltministeriums für einen
Wasserkrafterlass endgültig ad acta gelegt wird. Das hat die Deutsche
Presse-Agentur (dpa) am 9. Februar berichtet und verweist als Quelle auf
das Wirtschaftsministerium. Es soll nun einen neuen Anlauf geben, so
eine Sprecherin des Wirtschaftsministeriums. Man habe zuerst den
Abschluss des Energiedialogs abwarten wollen, sagte die Sprecherin laut
dpa weiter. Der frühere Umweltminister Marcel Huber (CSU) hatte die
Vorarbeiten an einen Entwurf ein halbes Jahr vor der Landtagswahl 2013
eingestellt. Grund waren Streitigkeiten von Naturschützern und Fischern
mit Kommunen und Wasserwerksbetreibern über mögliche Umweltschäden. Das Energiekonzept der Staatsregierung aus dem Jahr 2011 sah vor, die Produktion bayerischen Wasserstroms bis 2021 um etwa 15 % auf 14,5 Mrd. KWh im Jahr zu steigern.

Weitere Informationen finden Sie unter wasserkraft-ja-bitte.com.

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Februar 10, 2015

Heidi Roider

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Klimaneutralität als zusätzliches Standbein

Die Stadtwerke Burg haben gemeinsam mit FutureCamp eine neue Plattform entwickelt, mit der jeder seine individuellen Treibhausgas-Emissionen berechnen und ausgleichen kann. Mit einer neuen Online-Plattform wollen die Stadtwerke Burg aus Sachsen-Anhalt und die Münchener Klimaschutz-Beratung FutureCamp Holding GmbH den unvermeidbaren Treibhausgas-Ausstoß bewusst machen und ihren Kunden einen Ausgleich der Emissionen ermöglichen. Ihr Angebot stellen die beiden Partner auf der Branchenmesse E-world 2015 in Essen aus. „Viele Menschen haben kein Gefühl für die Menge an klimaschädlichen Gasen, die durch ihr Tun verursacht wird“, erklärt Dr. Alfred Kruse, Geschäftsführer der Stadtwerke Burg. Für ihn als Energieversorger sei es kein Problem, die Energielieferungen emissionsarm anzubieten. „Wir wollen aber noch einen Schritt weiter gehen und Klimaschutz auch für das alltägliche Leben anbieten“, sagt Kruse.

Dazu haben die beiden Unternehmen die Klimamanufaktur als Gemeinschaftsunternehmen gegründet. Auf der Online-Plattform können Familien mit nur wenigen Klicks ihre Urlaubsreise CO2-neutral stellen oder gleich ein ganzes klimaneutrales Lebensjahr verschenken. Aber auch Veranstaltungen in der Kommune oder eine eigene private Feier seien denkbar. „Klimaschutz muss auf kommunaler Ebene ansetzen, Stadtwerke haben hier eine besondere Vorbildfunktion“, sagt Kruse. Mit seinem neuen Angebot will er Klimaschutz begreifbarer machen.

Der Online-Plattform liegt eine zentrale Datenbank zugrunde, in der der durchschnittliche Treibhausgas-Ausstoß für verschiedene Tätigkeiten hinterlegt ist. Das Webportal bietet allerdings auch an, selbst eine exakte Berechnung der Emissionen durchzuführen. Im Anschluss werden die berechneten Emissionen dann über vier zertifizierte Klimaschutzprojekte ausgeglichen. Die Klimamanufaktur bezieht ihre Emissionszertifikate aus einem Klimaschutz-Modellprojekt in Hessen, bei dem Heizungsanlagen vorzeitig durch modernere Biomasse- oder Erdgas-Anlagen ersetzt wurden, sowie aus drei anderen Projekten in der Türkei, Argentinien und Vietnam.

„Treibhausgase wirken global. Deshalb muss Klimaschutz global und lokal
angegangen werden“, sagt Dr. Roland Geres, Geschäftsführer der
FutureCamp Holding GmbH. Es müsse gelingen, möglichst viele Menschen füraktive Beiträge zu gewinnen, denn der Bedarf an passenden
Klimaschutzmaßnahmen wachse ständig, „nicht zuletzt durch die neue
Energieeffizienzregulierung der EU, die immer konkretere Anforderungen
an die verschiedenen Akteure stellt“, so Geres. Neben Privatleuten und
Kommunen haben die beiden Partner mit ihrer Klimamanufaktur deshalb auch Gewerbetreibende und andere Stadtwerke als Kunden im Blick. „Wir wollen unser Angebot als Franchise auch anderen kommunalen Versorgern zur Verfügung stellen. Diese können die Online-Plattform dann als Whitelabel-Lösung in ihre eigenen Internetseiten integrieren“, erklärt Kruse am Rande der Branchenmesse E-world in Essen gegenüber E&M powernews. Er versteht seinen neuen Geschäftsbereich als weiteres Standbein für kommunale Energieversorger. Mittelfristig sei dann auch denkbar, kommunale Klimaschutzprojekte in das Angebot mit einzubeziehen und so direkt vor Ort für einen Ausgleich der Emissionen zu sorgen.

Weitere Informationen unter http://www.die-klimamanufaktur.de oder direkt auf der E-world in Halle 7 auf Stand 320.

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Februar 10, 2014

Kai Eckert

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Klimaneutralität als zusätzliches Standbein

Die Stadtwerke Burg haben gemeinsam mit FutureCamp eine neue Plattform entwickelt, mit der jeder seine individuellen Treibhausgas-Emissionen berechnen und ausgleichen kann. Mit einer neuen Online-Plattform wollen die Stadtwerke Burg aus Sachsen-Anhalt und die Münchener Klimaschutz-Beratung FutureCamp Holding GmbH den unvermeidbaren Treibhausgas-Ausstoß bewusst machen und ihren Kunden einen Ausgleich der Emissionen ermöglichen. Ihr Angebot stellen die beiden Partner auf der Branchenmesse E-world 2015 in Essen aus. „Viele Menschen haben kein Gefühl für die Menge an klimaschädlichen Gasen, die durch ihr Tun verursacht wird“, erklärt Dr. Alfred Kruse, Geschäftsführer der Stadtwerke Burg. Für ihn als Energieversorger sei es kein Problem, die Energielieferungen emissionsarm anzubieten. „Wir wollen aber noch einen Schritt weiter gehen und Klimaschutz auch für das alltägliche Leben anbieten“, sagt Kruse.

Dazu haben die beiden Unternehmen die Klimamanufaktur als Gemeinschaftsunternehmen gegründet. Auf der Online-Plattform können Familien mit nur wenigen Klicks ihre Urlaubsreise CO2-neutral stellen oder gleich ein ganzes klimaneutrales Lebensjahr verschenken. Aber auch Veranstaltungen in der Kommune oder eine eigene private Feier seien denkbar. „Klimaschutz muss auf kommunaler Ebene ansetzen, Stadtwerke haben hier eine besondere Vorbildfunktion“, sagt Kruse. Mit seinem neuen Angebot will er Klimaschutz begreifbarer machen. Der Online-Plattform liegt eine zentrale Datenbank zugrunde, in der der durchschnittliche Treibhausgas-Ausstoß für verschiedene Tätigkeiten hinterlegt ist. Das Webportal bietet allerdings auch an, selbst eine exakte Berechnung der Emissionen durchzuführen. Im Anschluss werden die berechneten Emissionen dann über vier zertifizierte Klimaschutzprojekte ausgeglichen. Die Klimamanufaktur bezieht ihre Emissionszertifikate aus einem Klimaschutz-Modellprojekt in Hessen, bei dem Heizungsanlagen vorzeitig durch modernere Biomasse- oder Erdgas-Anlagen ersetzt wurden, sowie aus drei anderen Projekten in der Türkei, Argentinien und Vietnam. „Treibhausgase wirken global. Deshalb muss Klimaschutz global und lokal angegangen werden“, sagt Dr. Roland Geres, Geschäftsführer der FutureCamp Holding GmbH. Es müsse gelingen, möglichst viele Menschen für aktive Beiträge zu gewinnen, denn der Bedarf an passenden Klimaschutzmaßnahmen wachse ständig, „nicht zuletzt durch die neue Energieeffizienzregulierung der EU, die immer konkretere Anforderungen an die verschiedenen Akteure stellt“, so Geres. Neben Privatleuten und Kommunen haben die beiden Partner mit ihrer Klimamanufaktur deshalb auch Gewerbetreibende und andere Stadtwerke als Kunden im Blick. „Wir wollen unser Angebot als Franchise auch anderen kommunalen Versorgern zur Verfügung stellen. Diese können die Online-Plattform dann als Whitelabel-Lösung in ihre eigenen Internetseiten integrieren“, erklärt Kruse am Rande der Branchenmesse E-world in Essen gegenüber E&M powernews. Er versteht seinen neuen Geschäftsbereich als weiteres Standbein für kommunale Energieversorger. Mittelfristig sei dann auch denkbar, kommunale Klimaschutzprojekte in das Angebot mit einzubeziehen und so direkt vor Ort für einen Ausgleich der Emissionen zu sorgen.

Weitere Informationen unter http://www.die-klimamanufaktur.de oder direkt auf der E-world in Halle 7 auf Stand 320.

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Februar 10, 2014

Kai Eckert

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Vattenfall bringt zweiten Moorburg-Block ans Netz

Bild: Bild: Vattenfall
Der Block A des Steinkohlekraftwerks Hamburg-Moorburg hat am 29. Januar erstmals Strom in das Netz eingespeist. Wie der Betreiber Vattenfall am Abend des 29. Januar mitteilte, hat Block A (827 MW) kurz nach 17 Uhr die erste Netzschaltung erfolgreich absolviert. Damit sei ein entscheidender Meilenstein für die bevorstehende Inbetriebnahme des zweiten Kraftwerksblocks erreicht. In den kommenden Monaten muss die Anlage nun weiter optimiert und bei unterschiedlichen Lasten und Betriebssituationen getestet werden. Mit der Aufnahme des Dauerbetriebes von Block A rechnet Vattenfall im Sommer 2015.
Block B mit ebenfalls 827 MW Leistung hatte seine erste Netzschaltung Ende Februar 2014 absolviert. Er soll im 1. Quartal 2015 nun in den kommerziellen Dauerbetrieb gehen.
„Das Kraftwerk Moorburg ist als einziges Großkraftwerk im Norden für die sichere Grundlast in Hamburg und Norddeutschland langfristig erforderlich, da das Kraftwerk Brokdorf 2021 vom Netz geht“, erklärte Pieter Wasmuth, Generalbevollmächtigter Vattenfalls für Hamburg und Norddeutschland. Mit einer installierten Gesamtleistung von 1 654 MW werde Moorburg für einen sicheren Netzbetrieb sorgen und somit signifikant zur Versorgungssicherheit beitragen, sagte Wasmuth. Theoretisch könne das Kraftwerk damit den gesamten Strombedarf Hamburgs nahezu vollständig decken.
Ursprünglich sollte das Kraftwerks längst fertiggestellt sein. Die eigentliche Inbetriebnahme war für 2012 vorgesehen, Streit um Umweltauflagen und Probleme beim Bau sorgten dann aber immer wieder für Verzögerungen.

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Januar 30, 2014

Kai Eckert

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Wird Reiche VKU-Chefin?

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Die brandenburgische CDU-Politikerin und Staatssekretärin im Bundesverkehrsministerium, Katharina Reiche, soll laut Medienberichten die Nachfolge von Hauptgeschäftsführer Hans-Joachim Reck beim Verband kommunaler Unternehmen antreten. Am 4. Februar könnte die endgültige Entscheidung fallen. Wie Medien mit Verweis auf das Boulevardblatt B.Z. und Bestätigungen aus der CDU Brandenburg am 2. Februar melden, soll die CDU-Bundestagsabgeordnete Katharina Reiche (41), in die Hauptgeschäftsführung des Verbandes kommunaler Unternehmen (VKU) und damit in die Wirtschaft wechseln.

Ein VKU-Sprecher wollte die Personalie nicht kommentieren. Er bestätigte aber, dass am 4. Februar Präsidium und Vorstand des VKU zu einer Sitzung zusammenkommen werden, auf der auch die Reck-Nachfolge Thema sein wird. Die Konstellation, dass die beiden Führungspositionen im Stadtwerkeverband VKU prominent von den beiden großen Parteien besetzt werden sollen − der derzeitige Hauptgeschäftsführer Reck ist CDU-Miglied, Präsident Ivo Gönner gehört der SPD an − gilt als gesetzt.

Hans-Joachim Reck wird am 1. September nach acht Jahren Amtszeit als VKU-Hauptgeschäftsführer in Ruhestand gehen.

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Februar 02, 2015

Peter Focht

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GGEW übernimmt Windpool-Management

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Der Energieversorger GGEW AG im südhessischen Bensheim hat die Windpool Verwaltungs GmbH und damit die Geschäftsführung eines großen kommunal bestimmten Windkraft-Portfolios mit gut 70 MW Erzeugungsleistung an Land übernommen. „Im Vordergrund der Energiewende steht erst einmal die Aufgabe, erneuerbare Erzeugungsleistung aufzubauen“, sagt Peter Müller. „Und da müssen wir als Stadtwerke aufholen“, so der Vorstand der GGEW AG in Bensheim.

Eine Möglichkeit für kommunale Unternehmen, beim regenerativen Ausbau voranzukommen ist, schlüsselfertige Windparks zu kaufen. Diesen Weg haben mehr als 20 kommunale Stadtwerke, regionale Energieversorger und Energiegenossenschaften vorwiegend aus Südwestdeutschland in den letzten Jahren gemeinsam über die Windpool GmbH & Co. KG beschritten.

Peter Müller sieht den Aufbau erneuerbarer Erzeugungskapazitäten als derzeit vordringliche Aufgabe
Bild GGEW

Größter Gesellschafter des Gemeinschaftsunternehmens ist die GGEW AG, weitere Anteilseigner sind unter anderem die Technischen Werke Ludwigshafen sowie Stadtwerke aus Baden-Baden, Esslingen, Karlsruhe und Tübingen.

Professionell von Geschäftsführern mit Finanzmarkterfahrung gemanagt, hat Windpool von 2010 bis 2013 für die Stadtwerke-Gruppe ein Portfolio von 30 Windkraftanlagen in ganz Deutschland mit einer installierten Leistung von 71,7 MW aufgebaut. Die Windpool-Gesellschafter brachten dafür 40 Mio. Euro Eigenkapital auf, die Investitionssumme lag bei gut 150 Mio. Euro. Für die GGEW AG ist die Windpool-Beteiligung „am größten unabhängigen, rein kommunal bestimmten Windkraft-Portfolio“, wie Müller betont, „ein großer Schritt“ auf dem Weg in die erneuerbare Energiewelt.

Die Windpool Verwaltungs GmbH ist geschäftsführend für den Betrieb des Anlagenpools tätig. Die GGEW AG hat diese Gesellschaft Ende 2014 zu 100 Prozent und damit federführend übernommen. Zum Kaufpreis für die Betriebsgesellschaft will sich Müller zwar nicht äußern, doch „wir sind froh, eine rein kommunale Lösung für alle Teilhaber gefunden zu haben“, sagt er. „So konnte verhindert werden, dass ein unbekannter privater Investor bei der Windpool Verwaltungs GmbH einsteigt“, erklärt der GGEW-Chef einen der Hintergründe des Engagements. Geschäftsführer der Verwaltungsgesellschaft ist seit Ende 2014 Florian Grob, Leiter erneuerbare Energien bei der GGEW.

Regeneratives Portfolio bis 2020 verdoppeln

Die Bensheimer setzen bei ihrem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung jedoch nicht nur auf Windpool, sondern beteiligen sich deutschlandweit an Anlagen − ob im Bau oder bereits fertiggestellt. Zudem entwickeln sie auch eigene Projekte – mit Vorliebe auf den umliegenden Mittelgebirgshöhen in Hessen, in der Pfalz oder in Baden-Württemberg, wie Müller erklärt. „Wir haben schon vor Jahren die richtigen unternehmensstrategischen Weichenstellungen vorgenommen und ganz bewusst nicht in Kohle- oder Gaskraftwerke investiert, sondern in die Zukunft“, erklärt der Vorstandschef.

Das eigene Portfolio der GGEW umfasst bereits 20 Windenergieanlagen mit einer Leistung von 50 MW. Insgesamt hat der südhessische Versorger bislang rund 100 Mio. Euro in die regenerative Erzeugung investiert – nicht nur in Windkraft, sondern auch in 2 MW Photovoltaikleistung. Bereits seit 1999 erhalten GGEW-Kunden über die erste eigene Solaranlage ökologisch erzeugten Strom. „Bis 2020 werden wir 200 Millionen Euro in erneuerbare Energien investieren und unser Portfolio verdoppeln“, umreißt Müller das Ziel für die nächsten Jahre.

Die GGEW AG ist ein Versorger im Eigentum mehrerer südhessischer Kommunen. Das Unternehmen betreibt Strom-, Gas- sowie Wassernetze und versorgt 140 000 Kunden in seinem Netzgebiet sowie deutschlandweit mit Energie. Der Energievertrieb sei weiter „eine ganz wichtige Säule des Unternehmens“, bekräftigt Vorstandschef Müller. Mit fast 250 Mio. Euro Umsatz zählt sich die GGEW zum Kreis der mittleren Regionalversorger und zu den 40 größten kommunalen Unternehmen in Deutschland.

Die GGEW erzeugt landesweit erneuerbaren Strom aus Windkraft
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Februar 03, 2015

Peter Focht

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Am Rotor spielt die Musik

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Ertragssteigerungen und Optimierungen sind Dauerbrenner in der Windbranche. Vor allem am Rotor und bei der Windnachführung kitzeln Betriebsführer mehr Kilowattstunden heraus. Allerdings machen nicht alle Zaubertricks Sinn und Stadtwerker vertrauen lieber ihrer eigenen Nase, erläutert Torsten Thomas*. Einen Ertragssprung von fast 15 Prozent hat das Ingenieuerbüro Spitzner Engineers GmbH kürzlich hingelegt. Verantwortlich für diesen Schub ist ein System zur Modifikation von Rotorblättern, das sich e-ro.dynamic nennt. Als Probanden dienten stallgeregelte Windpropeller in Niedersachsen und Schleswig-Holstein vom Typ N60 mit 1,3 MW Leistung. „Alte Windenergieanlagen haben aerodynamisch gesehen einfach schlechte Rotorblattprofile und damit viel Potenzial für bessere Erträge“, erklärt Alexander Backs von Spitzner.

Nachweisen konnten die Spezialisten ihren Erfolg durch einen zweijährigen Feldtest und Zertifizierungen sowie durch die Vermessung der Leistungskurve.
Da insbesondere stallgeregelte Maschinen inzwischen zum alten Eisen gehören, soll dieses mit der BayWa.re-Gruppe entwickelte Nachrüstset bald auch für moderne Windpropeller mit Pitchregelung zu haben sein. „An diesen Profilen werden wir den Sprung nicht wiederholen können, aber acht bis neun Prozent sind durchaus drin“, so Backs.

Ein Frühwarnsystem hilft, Abweichungen festzustellen

Solche Größen lassen die Betriebsführer von Windturbinen durchaus aufhorchen. Sie sind ständig auf der Suche nach Optimierungen, die sich schnell amortisieren. Es gilt die Devise, möglichst viele Kilowattstunden in einem Windpark zu erzeugen. Und hier geht es erst einmal darum, die bestehende Technik in den Griff zu bekommen. Stichhaltige Hinweise auf die Abweichungen beim Ertrag liefern die Daten, die ein Windpropeller alle zehn Minuten sendet. „Auf dieser Basis und dem Vergleich der Soll- und Ist-Werte haben wir ein Frühwarnsystem aufgebaut, das alle Anlagen automatisch überwacht und bei Abweichungen zuverlässig Alarm schlägt“, erklärt Fabio Wagner von der Steag Energy Service GmbH. Diese Warnsignale beziehen sich beispielsweise auf die Temperaturen von Lagern und auf statistische Betriebsanalysen, aber auch auf die Performance.

Durch den praktischen Soll-Ist-Vergleich lässt sich die Leistung aller Anlagen untereinander oder mit benachbarten Windparks vergleichen. Echte Ausreißer sind da schnell gefunden, die Ursachenforschung ist in der Regel deutlich langwieriger. Zu den häufigsten Fehlerquellen zählt die Windnachführung. Sie gilt unter den Betriebsführern als heißes Eisen, weil Fehlstellungen viel Geld kosten. Eine Abweichung von zehn Grad bedeutet – über das Jahr gesehen – Einbußen von rund drei Prozent. Dabei soll eigentlich die Sensorik auf dem Maschinenhaus dafür sorgen, dass der Rotor samt Gondel auch richtig in den Wind dreht. Optimal wären hier 90° zum Wind, die so genannte Nulllinie.

Ob Nachrüstungen tatsächlich für mehr Geld in der Kasse sorgen, lässt sich oft nur mit einer Messung im Windpark nachweisen.

Bild: Torsten Thomas

Da es häufig aber nur Standardeinstellungen gibt, die sich nicht an den realen Bedingungen vor Ort orientieren, kann sich eine Überprüfung durchaus lohnen.Allerdings sind diese mehrwöchigen Messkampagnen an jeder auffälligen Windmühle nicht ganz billig. Für die Analyse und optimale Ausrichtung von acht V90-Maschinen im Windpark Lübbenau hatte der Schweizer Energieversorger Repower jüngst 66 000 Euro auf den Tisch gelegt. „Dafür konnten wir den Ertrag nach der Korrektur der Fehlstellungen aber um zwei Prozent steigern. Das macht unterm Strich pro Jahr Mehreinnahmen von 68 000 Euro aus“, rechnet Markus Claudius Romberg von der Repower Wind Deutschland GmbH vor. Der Energieversorger hat die Wartung und Betriebsführung seiner Windkraftwerke inzwischen selbst übernommen; mit den Diensten der Hersteller war er nicht zufrieden. „Wir wollen keine Vollwartungsverträge, weil sich die Hersteller nur selbst optimieren. Innovationen fließen immer nur in neue Anlagen ein, aber nicht in den Bestand“, moniert er.
Die Windnachführung dient ihm da als ein Beispiel. Schließlich ist es nicht unüblich, dass wechselnde Serviceteams an der neu justierten Windfahne schrauben oder ein Software-Update die mühsam eingestellten Betriebsparameter bei der nächsten Wartung wieder obsolet macht. Immerhin kosten diese Messkampagnen pro Anlage mindestens 5 000 Euro. „Darum sollten die Änderungen immer in Absprache mit den Serviceanbietern erfolgen und sich möglichst nach einem Jahr amortisieren. Im Prinzip geht es bei dieser Maßnahme aber darum, dass die Anlage so funktioniert, wie sie vom Hersteller verkauft wurde“, kritisiert auch Malte Mehrtens von der Energie Consult GmbH, die 720 Windpropeller betreut.
Äußerst sinnvoll ist es nach seiner Erfahrung, die Blattwinkel der Rotoren zueinander messen zu lassen. Dafür gibt es Verfahren mit Spezialkameras und Lasern, die ab 1 000 Euro schon wahre Wunder wirken können und Sicherheit bieten. Auch hier müssen Betriebsführer die Arbeit der Hersteller und den Sollzustand prüfen. „Das sollte am besten gleich nach der Errichtung gemacht werden. Falsche Winkel wirken sich auf den Ertrag aus und belasten durch Unwuchten oder Schwingungen im späteren Betrieb andere Komponenten“, so Mehrtens.
Bei Blattverlängerungen oder so genannten Vortex-Generatoren, die nachträglich auf die Flügel geklebt werden und für eine bessere Aerodynamik sorgen sollen, ist er skeptischer. Hier versprechen zumindest die Anbieter Ertragssteigerungen zwischen zwei und fünf Prozent. Der wirtschaftliche Nachweis von Verbesserungen ist aber nur schwer zu erbringen. „Für eine Bestätigung müsste im Prinzip die Leistungskennlinie neu vermessen werden. Im Gegenzug lassen sich durch die Analyse der Betriebsdaten und Fehlerhäufigkeiten schon einige Prozente durch einen optimierten Betrieb herausholen“, so Mehrtens.
Vollwartungsverträge sind nicht immer beliebt
Und das gilt auch für einen tieferen Blick in die Vertragsstrukturen. Hier haben offenbar auch Stadtwerke bei der Übernahme von Windparks Lehrgeld bezahlt und dann neu gerechnet. „Nur durch die Anpassung der Versicherungsbedingungen sparen wir jährlich 470 000 Euro. Das sind umgerechnet 52 Prozent der Versicherungskosten“, sagt beispielsweise Wolfgang Konrad von der Verbund AG. Die Österreicher haben sich ein Portfolio von fünf Windparks mit 226 MW zugelegt.
Genau wie die Schweizer Kollegen ist auch die Verbund AG kein Freund von langjährigen Vollwartungsverträgen. Stattdessen haben sich die Österreicher die Betriebsführung für die Windparks sowie dreier Umspannwerke ins eigene Haus geholt und den Serviceaufwand von Drittanbietern reduziert. Einen Teil der Wartung übernimmt bereits die eigene Truppe. „Damit haben wir noch einmal 290 000 Euro eingespart und prüfen, ob ein weiteres Insourcing sinnvoll ist“, so Konrad.
Ähnliche Überlegungen gibt es auch bei Eon Anlagenservice GmbH, die sich als unabhängiger Dienstleister für kleinere Energieversorger und Stadtwerke empfehlen will. Verkaufsmanager Martin Proll will damit auch klarstellen, dass man nicht nur für den gleichnamigen Energieversorger arbeitet. In den letzten zwei Jahren wurde für den Service und die Wartung von Windpropellern ein eigenes Team aufgebaut. „Wir wollen die Wartungsstandards der Kraftwerkstechnik auf Windparks übertragen und sind auch an der Betriebsführung dran“, sagt Proll.

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Januar 28, 2015

Angelika Nikionok-Ehrlich

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* Torsten Thomas, Journalist, Oldenburg

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Eon klagt gegen Gorleben-Aus

Der Düsseldorfer Eon-Konzern hat Verfassungsbeschwerde gegen das Ende des Zwischenlagers Gorleben eingelegt. Die Verfassungsbeschwerde richtet sich gegen die Neuerung des Atomgesetzes, das die Nutzung des Zwischenlagers ausschließt. Nach einem Bericht der Süddeutschen Zeitung sieht Eon das Zwischenlager als „bewährte und funktionsfähige Lagerlösung für Wiederaufbereitungsabfälle“. Kosten für ein alternatives Zwischenlager wolle der Konzern nicht tragen, weil die „alternative Zwischenlagerung ausschließlich politisch motiviert“ sei.

Um nicht weitere Fakten für ein Endlager in Gorleben zu schaffen, sollen keine Atommülltransporte mehr in das oberirdische Zwischenlager gehen. Die weitere Nutzung ist auf Drängen Niedersachsens ausgeschlossen worden. Das Land hatte nur unter der Bedingung einer neuen Endlagersuche zugestimmt, die auch den nahen Salzstock umfasst.

Eine Änderung des Atomgesetzes verpflichtet die Betreiber der Atomanlagen seither, auch Castoren aus der Wiederaufarbeitung in Zwischenlagern bei Kernkraftwerken zu lagern. Insgesamt 26 solcher Castoren sollen in den nächsten Jahren aus Großbritannien und Frankreich zurückkehren. Bislang ist unklar, wo sie letztendlich lagern sollen.

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Januar 30, 2015

Andreas Kögler

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Reitz: Es gibt mehr Absicherungsbedarf

Peter Reitz, Chef der Leipziger Energiebörse EEX, sieht den Stromhandel durch die Energiewende nicht vom Aussterben bedroht. Dem Strukturwandel unter den Handelsteilnehmern kann er sogar positive Aspekte abgewinnen.E&M: Herr Reitz, der gesamte Stromhandel schrumpft, die erneuerbaren Energien bringen den Markt durcheinander, viele große finanzielle Akteure und Banken ziehen sich aus dem Handel zurück. Ist der Stromhandel schon tot? Brauchen wir ihn und Ihre EEX noch?

Reitz: Tot ist er lange nicht. Ich glaube auch nicht, dass er in nächster Zeit sterben wird. Die EEX ist als Stromhandelsplatz im Markt etabliert. Zu unserem geschäftlichen Erfolg tragen aber mehr und mehr auch andere Geschäftsfelder bei. Und das ist ein Erfolg unserer Diversifikation.

E&M: Tatsache ist aber, dass immer mehr große Banken und Handelshäuser aus dem Strommarkt aussteigen.

Reitz: Es ist richtig, dass sich große Banken zurückziehen. Die Händler, die bei diesen Banken tätig waren, werden aber nun nicht alle Automechaniker, sondern die tauchen wieder im Markt auf, vielfach bei Energiehandelshäusern oder indem sie ihre eigenen Firmen aufmachen. Es gibt ganze Handelsabteilungen, die ein Unternehmen verlassen und dann eine eigene Firma gründen und weiterhin mit Strom handeln − nur eben auf eigene Rechnung oder mit Hilfe von Finanzinvestoren. In diesem Markt findet tatsächlich ein Strukturwandel statt. Und der ist für uns positiv.

“Der Spothandel hat sicherlich eine positive Zukunft”

E&M: Wieso das?

Reitz: Die großen Banken haben entsprechendes Kapital und entsprechende Bilanzen, die es ihnen ermöglichen, auch bilateral und außerbörslich zu handeln. Wenn an die Stelle dieser großen Bank dann ein kleineres neues Unternehmen tritt, hat es meist nicht das Kapital und die Kreditlinien, um außerbörslich zu handeln. Deshalb sind diese neuen Marktteilnehmer und auch diejenigen, die mit ihnen handeln, wesentlich mehr an einem Clearing-Angebot interessiert, das beiden Seiten das Kontrahentenausfallrisiko abnimmt. Dieser Strukturwandel führt also dazu, dass sich das Geschäft ein Stück in Richtung Clearing verschiebt.

E&M: Der Marktanteil der EEX wächst stetig. Mit einem Marktanteil am deutschen Gesamtmarkt von 28 bis 29 Prozent ist auch noch Luft nach oben. Aber es gibt Skeptiker, die sagen, dass in den nächsten Jahrzehnten der langfristige Handel an Bedeutung verlieren wird, weil der Markt vom kurzfristigen Wettergeschehen bestimmt wird.

Reitz: Dass man den Stromterminmarkt in einer solchen Welt nicht mehr braucht, ist in das Reich der Fabeln zurückzuweisen. Das Gegenteil ist der Fall. Es wird immer schwieriger, vorherzusagen, gerade wenn man wetterabhängig ist, wie viel Strom tatsächlich produziert wird. Das heißt, die Unsicherheit der einzelnen Marktakteure ist ein Faktor, der dafür sorgt, dass es mehr Absicherungsbedarf gibt. Dafür müssen die erneuerbaren Energien allerdings tatsächlich am Markt teilnehmen. Das geht nicht mit Einspeisetarifen.

Peter Reitz: “Der Handel im kurzfristigen Bereich wird extrem zunehmen”
Bild: Jürgen Jeibmann, Leipzig

E&M: Aber der Handel wird immer kurzfristiger werden.

Reitz: Das stimmt. Wetterprognosen für den nächsten September sind wahrscheinlich nicht mal das Papier wert, auf dem sie stehen. Deshalb wird der Handel im kurzfristigen Bereich, und damit meine ich nicht nur innerhalb eines Tages oder noch für den morgigen Tag, extrem zunehmen. Darauf haben wir reagiert, wir haben Tages- und Wochenend-Futures eingeführt, so dass man seine Produktion noch flexibler am Terminmarkt absichern kann, beispielsweise für einzelne Tage innerhalb der nächsten Woche. In diesen Produkten sehen wir auch eine deutliche Zunahme der Liquidität, das heißt, je mehr Wetterabhängigkeit wir in diesem Markt bekommen, desto mehr Volumen wird es im kurzfristigen Bereich geben. Der Spothandel hat sicherlich eine positive Zukunft und ist für uns ein wichtiges Geschäftsfeld. In Zusammenarbeit mit der französischen Epex Spot entwickeln wir diesen Markt weiter.

“Dass es in der Vergangenheit technische Probleme gab, ist nichts, was uns besonders stolz macht”

E&M: In der Vergangenheit haben gerade Netzbetreiber darüber gestöhnt, dass der elektronische Handel der Epex Spot gelegentlich durch technische Schwierigkeiten gestört war. Sie sind dadurch in Probleme geraten.

Reitz: Erstmal ist es ein gutes Zeichen, wenn die Marktteilnehmer sagen, dass es nichts Schlimmeres gibt, als eine nicht vorhandene Plattform. Das zeigt, wie bedeutend diese für die Netzausgleichsaktivitäten der Netzbetreiber ist. Dass es da in der Vergangenheit technische Probleme gab, ist nichts, was uns besonders stolz macht. Wir haben in letzter Zeit sehr viel investiert, um diese abzustellen. Das zeigt jetzt Erfolge. Wenn wir uns die jüngere Vergangenheit anschauen, haben wir sehr viel weniger Ausfälle gehabt, wobei natürlich jeder Ausfall einer zu viel ist. Hieran werden wir weiter arbeiten.

E&M: Die österreichische Strombörse hat im Februar 2014 angekündigt, dass sie den Viertelstundenhandel Day Ahead anbieten wird, wohingegen die Epex sich da noch skeptisch anhörte. Schließlich sind Sie doch in den Viertelstundenhandel am Vortag eingestiegen. Warum die Verzögerung?

Reitz: Wir hatten schon im Dezember 2011 den Intraday-Handel mit 15-Minuten-Produkten eingeführt, der vom Markt sehr gut angenommen wird. Viertelstunden-Produkte helfen, Rampensituationen zu entschärfen und Flexibilität in den Markt zu bringen. Es war in der Tat ein längerer Abstimmungsprozess mit den Marktteilnehmern, wie man dieses Segment weiter ausbaut. Seit dem 9. Dezember 2014 gibt es Epex-Auktionen für 15-Minuten-Produkte am Vortag. Die Marktteilnehmer haben sich mit großer Mehrheit dafür ausgesprochen, dies in einer separaten Eröffnungsauktion durchzuführen, die immer nachmittags stattfindet, also nach der Stundenauktion am Day-Ahead-Markt.

“Unsere Einnahmen sind nicht davon abhängig, wo der Strompreis gerade steht”

E&M: Profitieren Sie bei Ihren Entgelten von hohen Strompreisen?

Reitz: Nein, das tun wir nicht: Unser Entgeltmodell ist pro gehandelter Einheit, also in dem Fall pro Megawattstunde. Das heißt, unsere Einnahmen sind nicht davon abhängig, wo der Strompreis gerade steht.

“Beim Namen EEX wird es bleiben”

E&M: Ihre Ergebnisse werden immer besser, Sie haben eine Kapitalrendite von 25 oder 30 Prozent, da könnte man jetzt sagen, Sie sind exzellente Geschäftsleute, die das alles einfach super machen. Es könnte natürlich auch sein, dass Sie eine so günstige, monopolartige Stellung haben, dass man an Ihnen gar nicht vorbeikommen kann, wenn man auf Clearing und dererlei Dinge angewiesen ist …

Reitz: Es ist nicht so, dass wir in irgendeiner Form eine Monopolstellung haben. Die Marktteilnehmer haben viele verschiedene Plattformen, wo sie deutschen Strom handeln können. Das sind nicht nur die außerbörslichen Broker-Plattformen, auch andere Börsen wie unsere britischen und skandinavischen Mitwettbewerber bieten ein deutsches Stromprodukt sowie das Clearing dazu an. Dennoch, es ist uns gelungen, in dem Wettbewerb der Börsen untereinander einen Marktanteil von 96 Prozent im deutschen Stromterminmarkt zu erreichen. Wir bekommen das Feedback unserer Kunden, dass wir wohl nicht alles verkehrt machen.

E&M: Sie expandieren nach Singapur und bieten Frachtraten und Dünger an. Dazu auch noch Holz und Papier und andere Agrarprodukte – beim Namen EEX soll es aber in diesem Jahr noch bleiben?

Reitz: Beim Namen EEX wird es bleiben − und zwar nicht nur dieses Jahr, sondern auch in absehbarer Zukunft. Wir werden uns auch weiter in anderen Märkten im Commodity-Bereich engagieren. Im Falle der Frachtraten in Singapur machen wir das über unsere Tochtergesellschaft, die Cleartrade Exchange. Die EEX entwickelt sich von einer reinen Energiebörse zu einer internationalen Plattform für Commodities.

Peter Reitz
leitet seit August 2011 als Vorstandsvorsitzender die Energiebörse EEX in Leipzig. Zuvor war der Diplommathematiker Mitglied des Vorstandes der Terminbörse Eurex. Das Geschäftsjahr 2013 konnte die EEX mit einem Rekordergebnis abschließen: Die Umsatzerlöse der EEX-Gruppe stiegen um 30 Prozent auf 62,2 Mio. Euro (2012: 47,9 Mio. Euro). Das Ergebnis vor Steuern nahm um 32 Prozent auf 17,3 Mio. Euro zu (2012: 13,1 Mio. Euro).

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Februar 02, 2014

Timm Krägenow

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Augsburgs OB hält Bürgerbegehren für unzulässig

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Die Stadtwerke Augsburg (swa) und die Erdgas Schwaben arbeiten weiterhin an einer möglichen Kooperation. Das in diesem Zusammenhang initiierte Bürgerbegehren hält Augsburgs Oberbürgermeister Kurt Gribl für „unzulässig“. Gemeinsam mit den Geschäftsführern der swa, Klaus-Peter Dietmayer und Walter Casazza sowie Gerhard Holtmeier, einem Mitglied der Thüga-Geschäftsführung, informierte Oberbürgermeister Kurt Gribl am 30. Januar im Rathaus Augsburg über den aktuellen Stand des Vorhabens. Anlass für diese Einladung gab ein gestartetes Bürgerbegehren, mit dem das globalisierungskritische Netzwerk Attac eine mögliche Fusion der Stadtwerke Augsburg mit Erdgas Schwaben verhindern will.
Für einen Bürgerentscheid müsste es der Initiative gelingen, die Unterschriften von 11 000 Augsburgern zu erhalten. Die Frage, die den Bürgern auf den Unterschriftenlisten gestellt wird, lautet: „Sind Sie dafür, dass die Stadtwerke Augsburg Holding GmbH und ihre Töchter Energie GmbH, Wasser GmbH, Verkehrs GmbH und Netze Augsburg GmbH in vollständigem Eigentum der Stadt Augsburg bleiben und jegliche Fusion mit anderen Unternehmen unterbleibt?“ Attac will verhindern, dass die Stadt die Kontrolle über die Stadtwerke verliert und stößt sich dabei anscheinend an der Thüga. „Eine Beteiligung der Thüga AG, eines großen Players am Energiemarkt, würde den Charakter der Stadtwerke vollständig verändern und diese dem Einfluss der Stadt und seiner Bürger entziehen“, heißt es in einer Attac-Erklärung. OB Gribl hält das Bürgerbegehren für unzulässig.

Info-Kampagne gestartet

Er habe gegen ein Begehren an sich nichts, sagte Gribl. Aber die Fragestellung sei in diesem Fall irreführend. Das ärgere ihn. Es gehe bei der Prüfung einer möglichen Kooperation nur um die Energiesparte, die beiden Sparten Wasser und Verkehr der swa seien davon ausdrücklich ausgenommen. Gribl betonte auf diesem Termin außerdem noch einmal, dass es seitens der Stadt keine betriebsbedingten Kündigungen geben darf und der Querverbund auf jeden Fall erhalten bleiben muss. „Dieses Gerüst gilt und darf auch nicht angetastet werden.“ Die Fragestellung suggeriere aber etwas anderes.
Die Stadtwerke sowie Erdgas Schwaben haben nun unter anderem damit begonnen, mit Infoständen, einer Info-Zeitung, im Internet, über Radio und TV die Bürger über die geplante Kooperation zu informieren. Holtmeier von der Thüga erklärte der lokalen Öffentlichkeit an diesem Termin die Struktur der Thüga-Gruppe im Detail. Er betonte unter anderem: „Wir moderieren und koordinieren die Zusammenarbeit, entscheiden aber nicht.“ Zudem verbinde Augsburg und die Thüga eine längere Geschichte. „Die Thüga und die Stadtwerke Augsburg sind seit über 60 Jahren gemeinsame Gesellschafter der Erdgas Schwaben: Wir sind eigentlich schon immer da gewesen.“ Überdies sei der Zweck der Thüga gerade die Unterstützung der kommunalen Ziele.
Im April soll, wie auch ursprünglich geplant, im Stadtrat Augsburg eine Entscheidung über das weitere Vorgehen fallen. Die Unternehmen prüfen derzeit, welche Formen der Zusammenarbeit möglich sind und welche Synergien sich daraus ergeben könnten. Dafür wurde im vergangenen Jahr eine Machbarkeitsstudie erstellt. Die Unternehmen versprechen sich von einer engeren Zusammenarbeit ein zusätzliches Gewinnpotenzial bis zu 14 Mio. Euro pro Jahr. Die Thüga könnte an der neuen Gesellschaft künftig zwischen 25 und 30 % der Anteile halten, den restlichen Anteil von 70 bis 75 % die Stadtwerke Augsburg.

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Januar 02, 2015

Heidi Roider

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Bürgerbegehren in Augsburg gegen Stadtwerke-Fusion angelaufen

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Die Globalisierungskritiker von Attac haben in Augsburg mit der Sammlung von Unterschriften gegen den Zusammenschluss der Stadtwerke mit Erdgas Schwaben begonnen. In Augsburg ist das Bürgerbegehren angelaufen, mit dem das globalisierungskritische Netzwerk Attac die Fusion der Stadtwerke Augsburg mit der Erdgas Schwaben verhindern will. Laut Presseberichten haben die Kritiker mit der Sammlung von Unterschriften auf zentralen Plätzen und in den Stadtvierteln begonnen. Um einen Bürgerentscheid zu erreichen, also eine Abstimmung aller Augsburger, müsste es der Initiative gelingen, die Unterschriften von 11 000 Augsburger Bürgerinnen und Bürgern zu erhalten. Die Frage, die den Bürgern auf den Unterschriftenlisten gestellt wird, lautet: „Sind Sie dafür, dass die Stadtwerke Augsburg Holding GmbH und ihre Töchter Energie GmbH, Wasser GmbH, Verkehrs GmbH und Netze Augsburg GmbH in vollständigem Eigentum der Stadt Augsburg bleiben und jegliche Fusion mit anderen Unternehmen unterbleibt?“
Die Stadtwerke, die sich in hundertprozentigem Eigentum der Stadt Augsburg befinden, und die Erdgas Schwaben prüfen derzeit einen Zusammenschluss oder eine engere Kooperation. Davon verspricht sich die Stadt, die hinter den Plänen steht, eine verbesserte Wirtschaftlichkeit beider Unternehmen im härter werdenden Wettbewerb. Die Erdgas Schwaben gehört zu 35,1 % den Stadtwerken Augsburg und zu 64,9 % dem Stadtwerke-Verbund Thüga. Das Zusammenrücken soll sich auf den Energiebereich konzentrieren, der Personennahverkehr und die Wasserversorgung sollen davon nicht berührt sein. Auch Entlassungen von Mitarbeitern sollen nach den Plänen ausgeschlossen sein.
Die Globalisierungskritiker von Attac wollen verhindern, dass die Stadt die volle Kontrolle über die Stadtwerke verliert. Im Fall eines Zusammenschlusses würden die Thüga vermutlich mindestens 25,1 % an dem neuen Unternehmen halten. „Eine Beteiligung der Thüga AG, eines großen Players am Energiemarkt, würde den Charakter der Stadtwerke vollständig verändern und diese dem Einfluss der Stadt und seiner Bürger entziehen“, heißt es in einer Attac-Erklärung. Jegliche Privatisierungsabsichten seien abzulehnen.
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Januar 26, 2014

Timm Krägenow

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KKW Isar 2 belastet München

 

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Die Stilllegung und der Rückbau des Kernkraftwerks Isar 2 wird die Stadtwerke München mindestens 541 Mio. Euro kosten. Der kommunale Münchener Energieversorger hat zum Abschluss des Geschäftsjahres 2013 einen entsprechend hohen anteiligen Betrag an Rückstellungen gebildet. Das teilten die Stadtwerke München Ende Januar auf eine Anfrage des Münchener Stadtrates mit. Die Stadtwerke München sind neben Eon Kernkraft GmbH zu 25 % an dem Kernkraftwerk Isar 2 beteiligt. In ihrer Stellungnahme für den Stadtrat räumten die Stadtwerke München ein, dass weitere Zuführungen zu den Rückstellungen zu erwarten seien. Abhängig vom tatsächlichen Betrieb und anderen Parametern, wie etwa Preissteigerungen, könnten die erforderlichen Kosten weiter ansteigen.

Das Kernkraftwerk Isar 2 soll 2021/22 stillgelegt werden. Ein vom Münchener Stadtrat zwischenzeitlich angestrebter Verkauf der Kraftwerksbeteiligung war an der Laufzeitbeschränkung für Kernkraftwerke gescheitert.

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Januar 23, 2014

Kai Eckert

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Preis für Schnellentschlossene

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Einzelpersonen, Unternehmen und Institutionen aus Norddeutschland können sich noch bis zum 31. Januar für den enercity-Energie-Effizienz-Preis bewerben. Mit dem enercity-Energie-Effizienzpreis für Norddeutschland werden Projekte, Produkte oder Initiativen zur Steigerung der Energieeffizienz gewürdigt. Jeweils 10 000 Euro erhalten die Sieger in den Kategorien Großunternehmen, kleine und mittlere Unternehmen sowie wissenschaftliche Leistungen.
Die Auszeichnung für „vorbildliche Maßnahmen rund um die Energieeffizienz“ verleiht enercity, die Marke der Stadtwerke Hannover, zusammen mit der Sparkasse Hannover, der NORD/LB Norddeutsche Landesbank Girozentrale Hannover und der Gottfried Wilhelm Leibniz Universität Hannover. Der Effizienzpreis tritt an die Stelle des seit 2012 verliehenen Triple-E-Awards, teilt enercity mit. Der Preis wird am 15. April im Rahmen des enercity Dialogs im Schloss Herrenhausen überreicht.

Um die Auszeichnung können sich noch bis zu 31. Januar Einzelpersonen, Unternehmen oder Institutionen aus den Bereichen Wirtschaft und Wissenschaft bewerben, die sich in besonderer Weise um ressourcenschonende, nachhaltige Maßnahmen verdient gemacht haben. Voraussetzung ist, dass es sich um Projekte aus Niedersachsen sowie den nördlichen Bundesländern Schleswig-Holstein, Hamburg, Bremen, Mecklenburg-Vorpommern, Berlin, Brandenburg und Sachsen-Anhalt handelt. Die Bewerbungsunterlagen zum enercity-Energie-Effizienzpreis für Norddeutschland sind unter http://www.enercity.de/energieeffizienzpreis verfügbar.

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Januar 26, 2015

Jan Mühlstein

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