79 Stadtwerke befürworten Klimaabgabe von Gabriel

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Die Unterstützung für die Pläne von Bundeswirtschaftsminister Gabriel für eine Klimaabgabe auf konventionelle Kraftwerke wächst: Nachdem zu Beginn der Woche eine Reihe bekannter Energiewissenschaftler sich eindeutig für die zusätzliche CO2-Reduktion von 22 Mio. t aus dem Kraftwerkssektor bis zum Jahr 2020 ausgesprochen hatten, erhielt der SPD-Politiker nun Rückendeckung von gleich 79 Stadtwerken.In einem gemeinsamen Brief, der E&M Powernews vorliegt, erklärten sie, dass der Klimabeitrag eine „effektive Maßnahme sei, [um] die für 2020 gesteckten Klimaschutzziele zu erreichen und gleichzeitig die für die Energiewende notwendige Modernisierung des Kraftwerksparks voranzubringen.“ Dass es einem Umbau des fossilen Kraftwerksparks geben soll, darauf hätten sich alle Akteure der Energiewirtschaft bereits seit gut acht Jahren einstellen können – im August 2007 hat die Bundesregierung mit den sogenannten Meseberger Beschlüsse die Leitplanken für das künftige Energie- und Klimaprogramm gezogen. „Der Klimabeitrag eröffnet Chancen, den Umbau des Kraftwerks voranzutreiben“, heißt es in dem Schreiben.

Die in den zurückliegenden Tagen teilweise massiv vorgebrachte Kritik an der Klimaabgabe, betonen die Stadtwerke-Chefs, „spiegelt keinesfalls die Haltung der gesamten Energiewirtschaft wider“. In ungewohnter Schärfe positioniert sich nunmehr das Stadtwerke-Lager: „Wer die Vorschläge zum Klimabeitrag heute ablehnt, ohne adäquate alternative Lösungswege aufzuzeigen, der lehnt auch die Ziele der Energiewende ab.“

Zu den Unterzeichnern des Briefes zählen nicht nur große Kommunalversorger wie die HSE, Mainova oder die Stadtwerke München, sondern auch kleinere Unternehmen aus Städten wie Coesfeld, Moers, Bad Driburg oder Fröndenberg. Nach der Gronauer Erklärung für eine bessere KWK-Förderung und der Beibehaltung des derzeitigen 25-%-KWK-Ziels mit mehr als 130 Unterstützern mischen sich die Stadtwerke innerhalb kürzester Zeit bereits ein zweites Mal mit eigenen Akzenten in die aktuelle Energiepolitik ein.

Mit ihrer Initiative gehen die Stadtwerke, von denen eine Reihe insgesamt Milliardensummen in moderne Gas- und effiziente Kohlekraftwerke investiert haben, auf Konfrontationskurs mit dem RWE-Konzern. Auf der Hauptversammlung seines Unternehmens attackiert Vorstandschef Peter Terium am 23. April in Essen massiv die Klimaschutzpläne von Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel und malte als Schreckgespenst die Gefährdung der Versorgungssicherheit an die Wand für den Fall, dass einige Braunkohlekraftwerke vom Netz genommen werden. Nachdem Teriums Vorgänger Jürgen Großmann sich den zweifelhaften Ruf eines Atomkraft-Bewahrers erwarb, ist der Niederländer Terium auf dem besten Weg, in die Rolle eines „Braunkohle-Dinos“ zu schlüpfen.

Dass sich die Stadtwerke per Brief an Gabriel wandten, ist auch als Ohrfeige an den Branchenverband BDEW zu werten. Der BDEW-Führung halten die Kommunalversorger vor, in den zurückliegenden Wochen zu sehr Rücksicht auf die RWE-Positionen genommen zu haben.

Über den Brief aus dem Stadtwerke-Lager kann sich Wirtschaftsminister Gabriel auch deshalb freuen, weil die Energie-Gewerkschaften IGBCE und Ver.di am Wochenende 25./26. April mit bis zu 15 000 Teilnehmer in Berlin gegen seine Kohlepläne protestieren wollen. Allerdings appellieren die Stadtwerke zwischen den Zeilen an Gabriel, seine aktuell restriktiven KWK-Pläne zu überdenken: „Aus unserer Sicht ist es unabdingbar, am KWK-Ausbauziel von 25 % festzuhalten.“ Bleibt abzuwarten, ob Gabriel den Stadtwerken nach ihrer unerwarteten Unterstützung für die Klimaabgabe hier entgegenkommt.

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April 23, 2015

Ralf Köpke

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Wechsel im Vorstand der Stadtwerke Düsseldorf

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Manfred Abraham, Aufsichtsratsmitglied der Stadtwerke Düsseldorf AG, ist in den Vorstand des nordrhein-westfälischen Versorgers berufen worden.Abraham wird in seiner neuen Funktion für den Vertrieb des Unternehmens verantwortlich sein. Der Wechsel im Vorstand der Stadtwerke Düsseldorf folgt auf das angekündigte Ausscheiden von Vorstandsmitglied Rainer Pennekamp zum 30. September 2015 und zieht eine Umverteilung der Ressortzuständigkeiten nach sich. Pennekamp verantwortet bislang die Bereiche Personal, Vertrieb, Kundenmanagement, Recht und Wasser. Künftig wird Vorstand Hans-Günther Meier die Funktion des Arbeitsdirektors übernehmen und zudem die Bereiche Personal, Recht, Finanzen, Controlling und Einkauf führen. Abraham leitet zudem die Ressorts Kundenmanagement und IT, Wasser und Fernwärme.
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April 21, 2015

Andreas Kögler

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Förderung für Kieler Gaskraftwerk weiter offen

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Die Stadt Kiel hofft weiter auf mögliche Fördermittel des Bundes für KWK-Anlagen, um ihr geplantes Gaskraftwerk realisieren zu können. Eine konkrete Förderzusage lässt aber weiter auf sich warten.Am 22. April war Schleswig-Holsteins Ministerpräsident Torsten Albig gemeinsam mit Kiels Oberbürgermeister Ulf Kämpfer eigens zu Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel nach Berlin gereist, um Fragen einer möglichen KWK-Förderung zu erörtern. Im Anschluss an das Gespräch mit seinen Parteigenossen war Gabriel in Agenturmeldungen mit den Worten „natürlich werden wir das fördern“ zitiert worden. Daraus lasse sich aber keine Förderzusage ableiten, betonte ein Sprecher der Stadt Kiel gegenüber E&M Powernews. Dennoch sei Oberbürgermeister Kämpfer nach dem Gespräch in Berlin zuversichtlich. Er hoffe, dass noch rechtzeitig vor der nächsten Aufsichtsratssitzung der Stadtwerke Kiel AG eine Entscheidung falle.

Die Stadtwerke Kiel wollen an der Förde ein 200-MW-Gaskraftwerk mit Kraft-Wärme-Kopplung als Ersatz für einen Steinkohleblock im benachbarten Gemeinschaftskraftwerk errichten. Dem innovativen Konzept zufolge soll das neue KWK-Kraftwerk mit mehreren Gasmotoren ausgestattet werden, um den Strom- und Wärmebedarf in der Landeshauptstadt bedarfsgerecht erzeugen zu können. Die Mehrheitsgesellschafterin der Stadtwerke, die Mannheimer MVV Energie AG, will sich an den Investitionen in Höhe von rund 300 Mio. Euro aber nicht mehr mit einer notwendigen Erhöhung des Eigenkapitals beteiligen. Im Sommer 2014 hatte MVV daraufhin ihre Beteiligung von 51 % an den Stadtwerken Kiel der Landeshauptstadt zum Kauf angeboten. Die Verhandlungen zwischen der Stadt und MVV dauern laut dem Stadtsprecher weiterhin an.

Die Stadtwerke Kiel wollen indes mit dem Bau des Gaskraftwerks im kommenden Jahr beginnen und die Anlage zum 1. Oktober 2018 in Betrieb nehmen, erklärte ein Stadtwerke-Sprecher auf Nachfrage. Ende 2018 läuft dann auch die Fernwärmeoption für das gemeinsam mit Eon betriebene Kohlekraftwerk ab, wofür die Kieler Stadtwerke Ersatz benötigen.

Im Bundesumweltministerium wird derweil weiter an der Novellierung des KWK-Gesetzes gearbeitet. Dabei geht es auch um geplante Änderungen bei der KWK-Förderung. Der Bund möchte künftig vor allem Bestandsanlagen unterstützen, damit Stadtwerke auch weiterhin ihre derzeit defizitären KWK-Anlagen am Netz halten können, hatte Gabriel laut Agenturmeldungen unterstrichen. Neue Anlagen sollen in begrenztem Umfang gefördert werden. Gabriels Aussagen wecken an der Förde nun die Hoffnung dass es für das Neubau-Projekt eine Förderung geben wird, denn es handelt sich ja um den Ersatz eines Kohlekraftwerks.

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April  23, 2014

Kai Eckert

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13Millionen-Darlehen für die Stadtwerke München

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Die DekaBank und die Bayerische Versorgungskammer haben an die Stadtwerke München ein Euro-Schuldscheindarlehen im dreistelligen Millionenbereich vergeben. Das Geld soll in erneuerbare Energien investiert werden.Über die genauen Finanzierungsbedingungen wurde Stillschweigen vereinbart, teilte die DekaBank am 22. April mit. Die Stadtwerke München (SWM) nutzen das Darlehen, um in erneuerbare Energien zu investieren. Bis 2025 wollen die Stadtwerke so viel Ökostrom in eigenen Anlagen produzieren, dass sie den Bedarf von ganz München bilanziell decken können. Damit soll die bayerische Landeshauptstadt weltweit die erste Millionenstadt sein, die dieses Ziel erreicht.

Ein erstes Etappenziel wollen die SWM am 8. Mai bei einer Podiumsdiskussion vorstellen. In Kürze wird der Energieversorger nach eigenen Angaben mit erneuerbaren Anlagen so viel Ökostrom ins Netz einspeisen, wie alle Privathaushalte, die MVG und die E-Autos in München benötigen.

Mit den ehrgeizigen Zielen der Ausbauoffensive sind die Stadt München und die Stadtwerke 2008 gestartet. Das Budget soll sich bis 2025 auf insgesamt 9 Mrd. Euro belaufen. Um die Ausbauoffensive voranzutreiben, sind die Stadtwerke mittlerweile an 21 Solaranlagen beteiligt. Zum Portfolio in München und der Region gehören zudem 13 Wasserkraftanlagen, eine Biogas- und eine Biogasaufbereitungsanlage, zwei Geothermieanlagen und eine Windkraftanlage. Auch Offshore engagieren sich die Stadtwerke München: Sie sind zum Beispiel an dem Offshore-Windpark Dan Tysk in der Nordsee sowie an dem Offshore-Windpark Gwynt y Mor in der irischen See beteiligt.

Die Stadtwerke München teilten bei der Vorstellung der Geschäftszahlen am 15. April mit, dass die Brutto-Investitionen in diesem Jahr bei insgesamt 1,35 Mrd. Euro liegen werden. Im vergangenen Jahr lagen sie bei 1,6 Mrd. Euro. Die SWM habe ihre Zukunftsprojekte für München damit fortgesetzt: den Ausbau der erneuerbaren Energien, die Erdgasgewinnung sowie die Erneuerung und den Ausbau des Öffentlichen Personennahverkehrs und der Versorgungsinfrastruktur. Der Gewinn vor Zinsen und Steuern (Ebit) liegt mit 366 Mio. Euro im vergangenen Geschäftsjahr um 38 Mio. Euro unter dem Vorjahreswert von 404 Mio. Euro. Das Konzernergebnis nach Steuern der SWM ist von 204 Mio. Euro in 2013 auf 81 Mio. Euro im Berichtsjahr 2014 gefallen.

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April 22, 2015

Heidi Roider

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Hohe Wertberichtigungen belasten SWU

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Die Unternehmensgruppe der Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm (SWU) schließt ihr Geschäftsjahr mit einem Jahresfehlbetrag von 30,4 Mio. Euro ab.Damit hat sich der Bilanzverlust der SWU-Holding sowie ihrer fünf Tochtergesellschaften erhöht. Der operative Verlust betrug im vergangenen Geschäftsjahr 97 000 Euro, teilte das Unternehmen Mitte April mit. Der Umsatz belief sich auf 476 Mio. Euro. Schon das Geschäftsjahr 2013 haben die SWU mit einem Minus von 13 Mio. Euro abgeschlossen. Im Dezember 2014 erhielt das Unternehmen eine Finanzspritze von der Stadt in Höhe von 20 Mio. Euro in Form von Genussrechtsdarlehen. Über die vergangenen Jahre haben die Städte Ulm und Neu-Ulm insgesamt Genussrechtsdarlehen in Höhe von 64 Mio. Euro zur Verfügung gestellt.

Die hohen Verluste stammen vor allem aus der Beteiligung aus Kohle- und Gaskraftwerken. Nach Angaben der SWU-Unternehmensgruppe belasten vor allem die Beteiligungen am Trianel Gaskraftwerk Hamm und dem Trianel Kohlekraftwerk Lünen. „Die schlechten Marktbedingungen sorgten für Verluste aus dem Verkauf der produzierten Strommengen dieser Kraftwerke.“

Das Gas- und Dampfturbinenkraftwerk in Hamm soll deshalb flexibler an die Marktbedingungen angepasst werden. Laut der SWU wurden bereits die nötigen Voraussetzungen geschaffen: Zum einen durch eine Einigung von Trianel mit dem Gaslieferanten Eon und zum anderem durch das Auflösen der langfristigen Stromabnahmeverträge. Der größte wirtschaftliche Unsicherheitsfaktor der SWU sei „nunmehr hauptsächlich die Beteiligung am Trianel Kohlekraftwerk“. Wie damit umgegangen werden soll, gab das Unternehmen nicht bekannt. Das Unternehmen verweist lediglich darauf, dass solche modernen Anlagen im aktuellen Strommarkt nicht wirtschaftlich betrieben werden können und fordert: „Gesicherte Kraftwerksleistungen müssen künftig im Kontext der schwankenden Erzeugung der Erneuerbaren jederzeit bereit stehen und entsprechend vergütet werden.“

Die Verzögerungen bei der Inbetriebnahme des Holzgas-Heizkraftwerks in Senden und deren Auswirkungen auf die Gesamtwirtschaftlichkeit mussten 2014 mit einer einmaligen bilanziellen Wertberichtigung berücksichtigt werden, teilte das Unternehmen mit. Künftig soll es jedoch keine Verluste mehr verursachen.

Der Jahresfehlbetrag der SWU setzt sich zusammen aus:

Sondereffekte Kraftwerk Hamm – 8,3 Mio. Euro
Sondereffekte Kraftwerk Lünen – 8,3 Mio. Euro
Wertberichtigung Holzgas-Heikraftwerk Senden – 7,1 Mio. Euro
Außerordentliche Personalrückstellungen – 3,8 Mio. Euro
Auswirkungen Zinsen aus BilMoG – 2,8 Mio. Euro
Zuzüglich operativer Verlust – 0,1 Mio. Euro
Jahresfehlbetrag – 30.4 Mio. Euro

Zudem haben sich laut der SWU außerordentliche Personalrückstellungen und die Verzinsung von Rückstellungen negativ auf das Jahresergebnis ausgewirkt. Für das Ausscheiden mehrerer Führungskräfte entstehen Aufwendungen von einmalig 3,8 Mio. Euro für Abfindungen und Pensionsverpflichtungen. Sämtliche Rückstellungen der SWU müssen zudem nach dem Gesetz zur Modernisierung des Bilanzrechts (BilMoG) abgezinst werden. Bei fallendem Zinsniveau wirkt sich dieser Vorgang negativ, bei steigendem Zinsniveau positiv aus. In 2014 ergab sich hierfür eine zusätzliche Belastung von rund 2,8 Mio. Euro.

Im vergangenen Jahr hat die SWU jedoch nach eigenen Angaben mit 768 Mio. kWh die bislang höchste Strommenge an leistungsgemessene Geschäftskunden verkauft und geliefert. Dabei ist die verkaufte Strommenge über die Jahre stetig gestiegen. 2008 lag diese bei 259 Mio. kWh. Insgesamt belief sich der Stromverkauf der Gruppe auf 1,23 Mrd. kWh und der Erdgasverkauf betrug 1,23 Mrd. kWh. Die SWU hat rund 25 Mio. Euro im vergangenen Jahr investiert.

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April 20, 2015

Heidi Roider

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Stadtwerke München mit schwächerem Ergebnis

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Die Stadtwerke München (SWM) haben im vergangenen Jahr einen Gewinn nach Steuern von 81 Mio. Euro erwirtschaftet und damit deutlich weniger als ein Jahr zuvor.„Die SWM haben das Geschäftsjahr 2014 deutlich schwächer, aber weiterhin positiv abschließen können“, teilte der Energieversorger am 15. April mit. Der Konzernumsatz ist nach den Bilanzzahlen von 6,3 Mrd. Euro im Jahr 2013 auf 6,1 Mrd. Euro im vergangenen Jahr gesunken. Der Gewinn vor Zinsen und Steuern (Ebit) liegt mit 366 Mio. Euro im vergangenen Geschäftsjahr um 38 Mio. Euro unter dem Vorjahreswert von 404 Mio. Euro. Der Gewinn vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (Ebitda) betrug 777 Mio. Euro im Vergleich zu 782 Mio. Euro ein Jahr zuvor.

Laut den Stadtwerken wirkten sich auf den Jahresüberschuss vor allem die niedrigen Preise an den Energiemärkten sowie die gesunkenen Zinsen negativ aus. So führten die gesunkenen Öl- und Gaspreise zu Wertberichtigungen der Feldbeteiligungen bei der SWM Tochter Bayerngas Norge. Das Konzernergebnis nach Steuern der SWM ist von 204 Mio. Euro in 2013 auf 81 Mio. Euro im Berichtsjahr 2014 gefallen. Weiterhin 100 Mio. Euro fließen laut der SWM im Rahmen der Gewinnausschüttung des Mutterunternehmens Stadtwerke München GmbH an die Landeshauptstadt München. Die Eigenkapitalquote liegt beinahe unverändert bei 49 %.

Milliarden-Investitionen für Erneuerbare und Infrastruktur

Die Brutto-Investitionen liegen mit fast 1,35 Mrd. Euro im Jahr 2014 den Unternehmensangaben nach weiterhin auf einem hohen Niveau. Ein Jahr zuvor betrugen sie 1,6 Mrd. Euro. Die SWM habe ihre Zukunftsprojekte für München damit fortgesetzt: den Ausbau der erneuerbaren Energien, die Erdgasgewinnung sowie die Erneuerung und den Ausbau des Öffentlichen Personennahverkehrs und der Versorgungsinfrastruktur.
Bei dem Ausblick für das laufende Geschäftsjahr betont der Konzern, dass sie wirtschaftliche Lage des Münchner Unternehmens zwar nach wie vor besser sei als die vieler Wettbewerber. Aber auch bei den SWM gehen die Gewinne zurück. „Parallel dazu steigt der Investitionsaufwand u. a. für die Erneuerung der Verkehrsinfrastruktur deutlich“, so die SWM bei der Vorstellung ihrer Geschäftszahlen. Das Unternehmen habe daher ein umfangreiches Programm zur Ergebnisverbesserung aufgelegt: „Es soll durch Effizienzsteigerungen, Einsparmaßnahmen und Projektverschiebungen aktuelle Ergebnisrückgänge abfedern, aber ebenso langfristig und nachhaltig den wirtschaftlichen Erfolg der SWM sichern.“ Aufsichtsrat und Gesellschafter müssen diesem Jahresabschluss noch zustimmen.

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April 15, 2015

Heidi Roider

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Tübingen kommt beim Windkraftausbau voran

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Die Stadtwerke Tübingen (SWT) setzen ihre Windkraft-Offensive fort: Nach der symbolischen Übernahme des Windparks Nassau in Weikersheim im Main-Tauber-Kreis Anfang des Jahres verkündete der Kommunalversorger vom Neckar jüngst den Erwerb eines weiteren Windparks in Oberkochen im schwäbischen OstalbkreisDie vier dort von der Juwi-Gruppe geplanten Nordex-Anlagen vom Typ N117/2400 mit einer Gesamtleistung von 9,6 MW sollen im November alle am Netz sein. Auch die beiden Enercon-Windturbinen im Windpark Nassau (Gesamtleistung 4,7 MW) hatte SWT von der Juwi-Gruppe erworben, die seit Ende vergangenen Jahres mehrheitlich im Besitz von MVV Energie AG ist. „Mit unserem Engagement beim Windpark Oberkochen haben wir einen Anteil von 46 Prozent an erneuerbaren Energien bezogen auf den gesamten Tübinger Stromabsatz. Damit sind wir schon jetzt auf die Zielgerade – bis 2020 50 Prozent – eingebogen“, kommentierte Ortwin Wiebecke, Sprecher der SWT-Geschäftsführung, den Kauf des neuen Windparks. Nassau und Oberkochen sind die ersten beiden Windparkprojekte, die SWT innerhalb von Baden-Württemberg übernommen hat. Alle bisherigen Beteiligungen lagen außerhalb des Ländles.

Die vier Nordex-Anlagen in Oberkochen werden auf einer Fläche des Landesbetriebs Forst-BW errichtet, die rund 700 m über dem Meeresspiegel liegt. Dank dieser exponierten Lage soll der Windpark jährlich rund 23 Mio. kWh erzeugen. Bereits Ende März hatte SWT verkündet, das Windkraft-Engagement fortzusetzen. So ist der Kommunalversorger eine Kooperation mit der in Dettingen unter Teck ansässigen W-I-N-D Energien GmbH eingegangen. Zusammen wollen beide Unternehmen einen etwa 25 MW Leistung umfassenden Windpark entlang der Bundesautobahn A7 auf der Höhe Ellenberg entwickeln. Wenn alles klappt, soll dieser Windpark noch Ende 2016 in Betrieb gehen.

Ganz zur Freude von Tübingens Oberbürgermeister Boris Palmer. „Autobahnen zu Windparks war ein Ziel, das mein langjähriger Freund Hermann Scheer visionär ausgegeben hat. Ich freue mich sehr, dass unsere Stadtwerke nun an einem Projekt mitwirken, dass daraus Wirklichkeit werden lässt. Ein Windpark dieser Größe ist in Baden-Württemberg wegen der langjährigen Verhinderungspolitik noch eine Seltenheit“, wird der grüne Lokalpolitiker in einer SWT-Pressemitteilung zitiert.

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April 10, 2015

Ralf Köpke

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Stadtwerke Wanzleben sind verkauft

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Insolvenzverwalter Lucas F. Flöther hat den Geschäftsbetrieb an einen Investor verkauft, teilte die Kanzlei am 2. April mit. Der neue Eigentümer werde die Stadtwerke Wanzleben uneingeschränkt weiter betreiben.Der neue Eigentümer der Stadtwerke Wanzleben ist die Danpower GmbH mit Sitz in Potsdam, die deutschlandweit bereits rund 600 Energieerzeugungsanlagen betreibt und ihre Kunden mit Wärme, Strom und Kälte versorgt, teilte der Insolvenzverwalter weiter mit. Mit 84,9 % gehört die Danpower mehrheitlich zur Stadtwerke Hannover AG. „Der Verkauf ermöglicht den Stadtwerken wieder eine gute Perspektive“, sagte Flöther von der Kanzlei Flöther & Wissing. „Der Investor verfügt über exzellentes Branchen-Know-how und hat ein überzeugendes Konzept vorgelegt.“ Über den Kaufpreis wurde Stillschweigen vereinbart.

Die Stadtwerke Wanzleben hatten Anfang August vergangenen Jahres Insolvenz angemeldet. Nachdem sich die Stadt Wanzleben Ende 2014 entschieden hatte, nicht weiter als Gesellschafter der Stadtwerke zur Verfügung zu stehen, musste der Insolvenzverwalter Investoren finden. „Der erfolgreiche Abschluss der Investorenverhandlungen zeigt, dass sich der Sanierungskurs und der große Einsatz der Mitarbeiter in den letzten Monaten ausgezahlt hat“, so Flöther.

Das Unternehmen wurde 1991 als Wanzlebener Wärmeversorgungsgesellschaft als Wärmelieferant im Bereich der Fern- und Nahwärme für die Stadt Wanzleben und die Region gegründet. 1996 erfolgte die Umwandlung in Stadtwerke Wanzleben GmbH als hundertprozentige Tochter der Stadt Wanzleben; zeitgleich wurde der Bauhof übernommen. Seit 1997 betrieben die Stadtwerke auch das Spaßbad in Wanzleben. Bauhof und Bürgerspaßbad werden seit Oktober 2014 wieder von der Stadt betrieben. Das Unternehmen verfügt zudem über eine eigene Biogas- und eine Solarthermieanlage.

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April 02, 2015

Heidi Roider

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Kreativität statt Größe

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Kleine Stadtwerke übernehmen Back-Office-Aufgaben für andere kommunale Unternehmen – ein Beispiel für dieses Geschäftsmodell im münsterländischen Rhede stellt LBD-Berater Dr. Christof Schorsch in der neuen Folge unserer E&M-Serie „Wege in die neue Welt“ vor.Was kleinen Stadtwerken an Größe fehlt, müssen sie durch Schnelligkeit und Innovation wettmachen. Dabei können sie ihre Erfahrungen mit der „Neuen Welt“ weitergeben, wie die Stadtwerke Rhede zeigen.
Rhede ist eine Mittelstadt mit 20 000 Einwohnern im Landkreis Borken. Die Kommune wirbt mit dem Slogan „Das Lächeln im Münsterland“. Und ein Lächeln steht auch auf dem Gesicht von Ronald Heinze, wenn er die Erfolge der Stadtwerke Rhede GmbH (SWR) in den vergangenen Jahren beschreibt. Nach beruflichen Stationen bei den Stadtwerken Leipzig und der Deutschen Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit war der promovierte Ingenieur 2004 als Geschäftsführer des kommunalen Unternehmens ins Münsterland gekommen.

Seine Hauptaufgabe war zunächst, die Stadtwerke zu modernisieren: Im Vordergrund standen dabei betriebliche Prozesse, wie technisches Sicherheitsmanagement, sowie die hochinvestive Sanierung von Netzen und Anlagen. Daneben ging es sehr schnell um den Aufbau weiterer Geschäftsfelder – von der Übernahme der städtischen Straßenbeleuchtung bis zur Entwicklung neuer Produkte.

Geschäftsführer Ronald Heinze setzt auf Erneuerbare und DienstleistungenBild: Stadtwerke Rhede
Allerdings stehe dabei, so Heinze, ein kleines Stadtwerk wie die SWR gleich mehrfach unter Druck. Mangels Masse sei die Kapitaldecke immer etwas dünn, gleichwohl müssten für den Netzausbau, der durch die Integration der Erneuerbaren erforderlich wird, hohe Investitionen gestemmt werden. Und der Gesellschafter Stadt erwarte dessen ungeachtet eine ordentliche Ausschüttung, möglichst von Jahr zu Jahr steigend. Diese engen Rahmenbedingungen seien für die Innovationsfähigkeit des Unternehmens aber durchaus förderlich.

„Wir sind gezwungen, Größe durch Schnelligkeit und Kreativität zu ersetzen“, konstatiert Heinze. „Eine andere Chance haben wir nicht, wenn wir uns gegen die großen Spieler im Markt behaupten wollen“. Die Unternehmenskultur verlange deshalb auch von den Mitarbeitern Schnelligkeit und Ideen, um anderen Versorgern in der Region möglichst immer eine Nasenlänge voraus zu sein. Veränderungen sollten als Chance und nicht primär als Bedrohung wahrgenommen werden, rät der Geschäftsführer.
Frühzeitig haben die SWR deshalb auch auf ein ökologisches Profil gesetzt: 2006 mit dem Bau einer kleinen (50 kW) Wasserkraftanlage in Rhede-Krechting, ab 2008 mit eigenen Windkraftanlagen in Thüringen sowie dem Einsatz von KWK- und Photovoltaik-Anlagen.

Weil das Münsterland sehr stark agrarisch geprägt ist, gibt es in der Region neben Photovoltaik auch viel Biogas. Folglich haben sich die SWR 2010 daran gemacht, Biogas so aufzubereiten, dass es ins Erdgasnetz eingespeist werden kann.
Sonnenwächter-Software bundesweit im Angebot

Schon 2011 erfolgte die Markteinführung des Sonnenwächters, einer Software zur Überwachung von PV-Anlagen und zum Einstieg in Smart-Home-Lösungen. Das Innovative daran sei, dass die Messung der PV-Daten direkt am Zähler erfolge mit Übermittlung und Verarbeitung der abrechnungsrelevanten Einspeisemengen der jeweiligen Anlage. Bisher gebe es kein vergleichbares System auf dem Markt. Den Sonnenwächter haben die Stadtwerke selbst entwickelt und suchen jetzt bundesweit nach Vertriebspartnern.

Einen großen Schritt für die Weiterentwicklung des Leistungsprofils bedeutete für die SWR das Angebot von Back-Office-Dienstleistungen für andere kommunale Versorger. Als erster Auftraggeber wurden die Stadtwerke Lage (bei Bielefeld) gewonnen. Das Unternehmen wollte seinen Kunden neben Gas und Wasser auch ein Stromprodukt anbieten und brauchte dafür Unterstützung.

Ein Jahr später kam nach einer Ausschreibung die Energieversorgung Bad Bentheim als Kunde hinzu. Dieses Unternehmen wurde gegründet, um vor Ort eine eigenständige Strom- und Gasversorgung aufzubauen. Aufgabe der SWR in Bad Bentheim und Lage war und ist, den Partnern als Back-Office-Dienstleister einen schlanken Start in ihr neues Versorgungsgeschäft zu ermöglichen und kostengünstig die wesentlichen Energiemarktprozesse abzudecken.

Die Arbeitsteilung ist klar: Die vertriebliche Ansprache der Kunden (Front-Office) und die Vertriebssteuerung verbleiben beim Auftraggeber. Die SWR decken als Dienstleister Back-Office-Prozesse ab: vor allem Energiebeschaffung, Portfolio-, Bilanzkreis- und Risikomanagement, Energiedatenmanagement, Lieferantenwechsel und Marktkommunikation, Abrechnung und Forderungsmanagement, Reporting, Unterstützung bei der Produkt- und Preisentwicklung sowie Kundenservice.

Für die Zukunft rechnet Geschäftsführer Heinze bei vielen Stadtwerken mit Rückgängen im Kerngeschäft. Als Ursachen dafür sieht er im Münsterland den intensiven Wettbewerb und die zunehmende Eigenversorgung im ländlichen Raum. Back-Office-Leistungen für andere Stadtwerke seien deshalb für die SWR ein interessantes Zusatzgeschäft. Zum einen als zuverlässige Einnahmequelle, zum anderen aber auch, weil sie sicherstellten, dass die vorhandene Mannschaft dauerhaft ausgelastet ist.

Transfer von Know-how als Geschäftsmodell

Als weitere Möglichkeit für Dienstleistungen sieht Heinze, kleine Stadtwerke auf ihrem Energiewendeweg zu unterstützen. Denn auch andernorts werde über den Aufbau einer eigenen erneuerbaren Energieerzeugung nachgedacht, und kleine lokale Versorger könnten partnerschaftlich vom Erfahrungsvorsprung ihrer Kollegen in Rhede profitieren.

Insgesamt erkennt der SWR-Geschäftsführer in der Region Münsterland ein großes Potenzial sowohl für Kooperationen mit weiteren Werken als auch für den Ausbau der dezentralen Eigenversorgung mit Photovoltaik, KWK und Windkraft. Die zunehmende Umsetzung der Energiewende werde das Leistungsprofil der Versorger verändern, ist er sich sicher. Weil kleinen Stadtwerken und Neugründungen in der Regel Know-how für komplexe, technikbasierte Prozesse der Neuen Welt fehle, könnten weitere neue Geschäftsmodelle für die SWR entstehen.

Der kommunale Versorger in Rhede will jedenfalls sein Profil als Dienstleister erweitern. Auch auf Gebiete, die bislang nicht Kerngeschäft von Versorgern sind, wie beispielsweise das Verlegen von Glasfasernetzen, wo die SWR sehr aktiv und seit 2015 obendrein Anbieter für Telekommunikation und Internetdienste sind.Erklärtes Ziel ist zudem, die Kooperation mit Stadtwerken nicht nur regional auszubauen, sondern auch deutschlandweit Werke zu finden, die mit Back-Office-Leistungen unterstützt werden können. Die Herausforderung für die SWR dabei dürfte sein, den optimalen Zeitpunkt für personelles Wachstum zu finden, das unumgänglich wird, weil sich sonst die gewählte Umsetzungsgeschwindigkeit nicht durchhalten lässt.

Vor allem aber wollen die Stadtwerke Rhede weiter schnell und kreativ sein sowie auf neue Chancen im Markt – wie den Trend zur Eigenversorgung – setzen. Heinze sieht selbst diese Entwicklung in einem größeren Zusammenhang. Die zunehmende Eigenversorgung sei durchaus sinnvoll, weil so mehr erneuerbarer Strom erzeugt werden könne und weniger Kohle und Gas importiert werden müsse. Das mache die Volkswirtschaft robuster – auch im Münsterland.

* Dr. Christof Schorsch, Prokurist, LBD-Beratungsgesellschaft mbH, Berlin

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März 31, 2014

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Windturbinen wie Kraftwerke managen

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Mit ihrem neuen Betriebsführungs-Konzept will die Enertrag Windstrom GmbH den Betrieb von Windturbinen so optimieren, dass diese problemlos Regelenergie liefern können. Als Kunden stehen bei dem Unternehmen insbesondere Stadtwerke im Fokus.Wer bei der diesjährigen E-World in Essen aufmerksam durch die Hallen ging, suchte sie vergebens: Unternehmen, die originär aus der Windbranche stammen. Zu den ganz wenigen Ausnahmen in der Ausstellerschar zählte die Enertrag Windstrom GmbH. „Wir sind ganz bewusst nach Essen gegangen, denn hier sind unsere Kunden“, freute sich Geschäftsführer Dietrich Pals über das Quasi-Alleinstellungsmerkmal.

Über die angestammte Wind-Klientel hinaus sieht Pals vor allem im Kreise von Energieversorgern und Stadtwerken neue Kunden: „Diese Unternehmen investieren aus den verschiedensten Gründen, teils politisch getrieben, teils aus Überzeugung, in die Windenergie. Es entstehen dort aus angestammten Strukturen heraus Bereiche für die erneuerbaren Energien. Hier sind Know-how und Erfahrung gefragt, um mit eigenen Ressourcen recht zügig zum Erfolg zu kommen und die eigenen erneuerbaren virtuellen Kraftwerke ertragsoptimiert zu betreiben.“ Etwas anderes, so Pals, seien die Energieversorger bei ihren konventionellen Kraftwerken nicht gewohnt. Seine Philosophie bringt der studierte Elektrotechniker so auf den Punkt: „Wir müssen umdenken und Windturbinen wie Kraftwerke managen. Das gehört einfach zum Erwachsenwerden der Windenergie dazu.“

Höhere Erträge durch professionelles Management

Seit gut anderthalb Jahrzehnten arbeitet Pals in der Windbranche. Für GE Wind Energy begann er am Standort im südemsländischen Salzbergen das Service-Geschäft neu auszurichten. Später war Pals bei der Schweizer BKW Energie AG verantwortlich für ihr Windgeschäft in Deutschland und beriet im Anschluss daran regionale Energieversorger und Stadtwerke beim Aufbau ihres erneuerbaren Portfolios, bevor er 2014 zur Enertrag-Gruppe in die Uckermark wechselte. Gegründet 1992 hat sich das Unternehmen aus Brandenburg zu den führenden Projektentwicklern in der deutschen Windbranche entwickelt, zusammen mit den Auslandsstandorten stehen mittlerweile über 400 Mitarbeiter auf der Lohnliste.Bereits im vergangenen Jahrzehnt hat Enertrag begonnen, sich breiter aufzustellen. So übernahmen die Uckermärker beispielsweise vor Jahren die Service-Teams von Windturbinenhersteller DeWind, um so herstellerunabhängig Service- und Wartungsarbeiten anbieten zu können. „Das Ziel von Enertrag ist, als Kraftwerksbetreiber sämtliche Leistungen im Portfolio zu haben, die zum effektiven Betrieb unabdingbar sind“, so Pals.

 

Dietrich Pals (Mitte): “Wir sind Kraftwerker”
Bild: Enertrag, Steffen Herre

Das jüngste Kind bei dieser Diversifikation ist die Enertrag WindStrom GmbH, ein Gemeinschaftsunternehmen mit der WindStrom-Gruppe aus dem niedersächsischen Edemissen östlich von Hannover. Bei Enertrag Windstrom, das sind sozusagen die zusammengelegten Betriebsführungs-Abteilungen beider Windgesellschaften, umfasst die Belegschaft fast 100 Köpfe.
Das Unternehmensziel umschreibt Pals mit dem Slogan „Betriebsführung 2.0“: „Es ist wirklich möglich, mit einem professionellen Management höhere Erträge in einem Windpark zu erzielen. Wir sehen es als unser Geschäftsziel, dieses Know-how in den Markt zu bringen, quasi als Lotse für Stadtwerke, um deren eigene Ressourcen im regionalen Bereich schneller und professioneller aufbauen zu können“ – was angesichts sinkender Vergütungen für die Kilowattstunde Windstrom für die Betreiber auch unverzichtbar ist.

Enertrag selbst managt derzeit rund 1 000 MW Windkraft-Leistung

Die Enertrag Windstrom GmbH hat mehr als 1 400 Windturbinen mit einer Leistung von aktuell 985 MW in der technischen und kaufmännischen Betriebsführung, was der Leistung eines ziemlich großen Kohlekraftwerkes entspricht. Das Gros davon entfällt mit 578 MW auf Enertrag-eigene Windparks, womit die Uckermärker hierzulande zu den größten unabhängigen Windstromerzeugern zählen.

Auf jeden Fall haben sich Enertrag und WindStrom, die auch Windkraft-Projekte mit zusammen gut 600 MW entwickelt hat, ihr Know-how bei der Betriebsführung in den vergangenen Jahren erarbeitet. Dietrich Pals setzt bei der „Betriebsführung 2.0“ insbesondere auf eine zustandsorientierte Instandhaltung der Windturbinen und auf lückenlose Überwachung im Minutentakt: „Wichtig ist, dass wir nicht erst reagieren, wenn ein Schaden aufgetreten ist, sondern alles im Vorhinein tun, damit Anlagen möglichst niemals ungeplant ausfallen. Wenn wir mit unserem Kraftwerk eines Tages Regelenergie anbieten wollen, ist dies die Mindestvoraussetzung dazu.“

Die Instrumente dafür sind bekannt: Angefangen von einer Online-Überwachung des Antriebsstrangs, über eine Lebensdauer-Optimierung wichtiger Bauteile bis hin zu einem schnellen Zugriff auf ein internes Engineering. „Das alles lässt sich abrunden mit Vorschlägen von uns zu bestehenden Servicekonzepten“, erläutert Pals. Auch wenn viele Windturbinen es heute bereits auf technische Verfügbarkeiten von 98 % und mehr bringen, gebe es bei einer „Reihe von Mühlen noch viel Luft nach oben, die energetische Verfügbarkeit und die laufenden Kosten zu optimieren.“ Hohe energetische Verfügbarkeitsquoten fielen nicht vom Himmel: „Das ist vergleichbar mit einem Kraftwerk, dessen Betrieb rund um die Uhr optimiert wird.“

Enertrag WindStrom bietet seine Betriebsführungs-Dienste sowohl als Rundum-Sorglos-Pakete wie auch als einzelne Bausteine an. Die Vertragsmodelle seien individuell in Inhalt und Laufzeit konfigurierbar, sagt Geschäftsführer Pals: „Wir sind da sehr flexibel und reagieren auf den konkreten Bedarf.“ Ihm ist es wichtig, nicht nur die angestammten Windpark-Betreiber „schlauer“ zu machen, sondern auch die Stadtwerke, die neu ins Windgeschäft einsteigen: „Hier sehen wir einen hohen Wissensbedarf, den wir wie ein Lotse begleiten und unterstützen, um die Strukturen vor Ort aufzubauen. Wir sehen vor allem die Stadtwerke als Partner für die Energiewende.“

Für die Windpark-Betreiber sieht Dietrich Pals eine neue Ära anbrechen: „Wir müssen uns klarmachen, dass wir nicht nur mehr Ökostrom-Erzeuger sind, sondern Kraftwerker, die virtuelle, dezentrale Kraftwerke führen, die eines Tages für Regelenergie zur Verfügung stehen und irgendwann auch mal schwarzstartfähig sind.“Klicken Sie bitte hier für ein Probeabo von E&M powernews.

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März 30, 2015

Ralf Köpke

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VKU fordert Zukunftssicherheitskomponente

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Gestärkt durch 14 neue Mitglieder fordert der Stadtwerkeverband VKU noch einmal eine Stabilisierung der Kraft-Wärme-Kopplung als Bindeglied zwischen Klimaschutz und Versorgungssicherheit.Als Zeichen für seine steigende Bedeutung als Spitzenorganisation der kommunalen Wirtschaft bewertet der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) laut Mitteilung vom 17. März die jüngste Aufnahme von 14 Unternehmen aus der Energieversorgung und der Abfallwirtschaft. Der Verband sei damit leicht auf nunmehr 1 433 Mitglieder gewachsen.

Neu dazugekommen sind unter anderem die Thüringer Energie AG und die EAM GmbH, zwei im vergangenen Jahr rekommunalisierte ehemalige Eon-Regionalversorger aus Erfurt und Kassel. Zu den Neumitgliedern zählen aber auch kleinere Versorger wie die Gemeindewerke Wedemark GmbH, die Stadtwerke Gelnhausen und die Ohra Energie GmbH.
Wie es in der Mitteilung weiter heißt, verlangt der VKU mit Nachdruck die zügige Novellierung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG). „Die Stadtwerke in Deutschland wollen sich weiterhin in der KWK engagieren, brauchen hierfür aber die passenden energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen“, erklärte Hauptgeschäftsführer Hans-Joachim Reck.
Für die kommunalen Kraftwerksbetreiber seien derzeit weder ein wirtschaftlicher Betrieb noch Neuinvestitionen in klimafreundliche und effiziente KWK-Anlagen möglich, so Reck. Eine Verbesserung der wirtschaftlichen Lage sei nur durch die zügige Reform des KWKG möglich. Der Verband fordert dafür konkret, auch eine „Zukunftssicherungskomponente“ einzuführen, um Bestandsanlagen am Netz zu halten.

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März 17, 2015

Peter Focht

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Rollierende Beschaffung schafft Mehrwert

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Kaum haben Stadtwerke in größerer Zahl von Vollversorgung auf strukturierte Beschaffung ihrer Strommengen für Haushalts- und Gewerbekunden umgestellt – schon stehen weitere Anpassungen des Energieeinkaufs an.„Der stetig steigende Anteil regenerativer Energie stellt die Beschaffungsstrategien von Versorgern vor neue Herausforderungen“, sagt Joachim Wittinghofer. Die neue Losung laute deshalb „rollierende Strukturierung“, so der Fachbereichsleiter Portfoliomanagement bei der Stadtwerke-Kooperation Trianel in Aachen.

Bisher ist die strukturierte Beschaffung in der Regel darauf ausgerichtet, sich jeweils für ein Jahr so einzudecken, dass sich Short- und Long-Positionen, also die Strommengen, die kurzfristig am Spotmarkt beschafft oder verkauft werden müssen, über den gesamten Zeitraum wertmäßig in etwa die Waage hielten. Dieses Vorgehen ist in der Branche als Strategie der Wertneutralität geläufig.

Eine solche Ausrichtung verliere aber durch den schellen Zubau der erneuerbaren Energien und die zunehmende Direktvermarktung an Stabilität, erklärt Wittinghofer. Denn die regenerativen Strommengen sind erheblich schwerer kalkulierbar. „Das Wetter spielt eine immer wichtigere Rolle“, so der Trianel-Experte. Zu wenig Wind im Winter oder zu viel im Sommer führt zu erheblichen Preisausschlägen an den Spotmärkten und bringt die Balance der Beschaffung ins Wanken. „Das kurze Ende ist wesentlich volatiler geworden“, bringt er die Veränderung auf den Punkt.

Neue Musk im Beschaffungsmarkt für Strom verspricht Joachim Wittinghofer
Bild: Trianel

Sein Lösungsvorschlag: Unterjährige Portfoliobewirtschaftung. Nicht mehr Kalenderjahresprodukte sondern kurzfristigere Terminprodukte, die Wettergegebenheiten besser abbilden, seien erforderlich, um die Beschaffungsrisiken zu verringern, so Wittinghofer. Problem dabei: Monats- oder Vierteljahresprodukte können kaum wirtschaftlich für ein ganzes Jahr im Voraus beschafft werden, weil sie am OTC-Markt und an der Energiebörse in Leipzig nur für die nächsten drei Monate oder Quartale liquide gehandelt werden.

Daraus folgt, dass Stadtwerke bei der Strombeschaffung das Jahr als Strukturierungszeitraum zunehmend ignorieren und ihr Portfolio rollierend strukturieren sollten. So werden offene Positionen, also Differenzen zwischen beschafften Mengen und geplantem Absatz zusätzlich verringert, erläutert Wittinghofer.
Eine solche Umstellung des Stromeinkaufs erhöhe zwar den Aufwand, wie der Trianel-Manager einräumt, senke aber auch den Bedarf an Risikokapital und eröffne dem Unternehmen Wertschöpfungsmöglichkeiten. „Die rollierende Beschaffung schafft Mehrwerte. Wir haben so neue Musik im Markt.“
Wittinghofer berichtet von Erkenntnissen des Unternehmens, wonach ein Stadtwerk mit einem Absatzvolumen von 250 Mio. kWh in einer „moderat-aktiven Strukturierungsstrategie“ sein Beschaffungsergebnis allein durch eine geringfügige Integration von Quartalsprodukten um 2,34 Prozent verbessern kann. Durch eine ausgeprägte Einbindung von Quartalsprodukten und eine gezielte Einbindung von Monatsprodukten könnten die Kosten sogar um 2,6 bis 3,1 Prozent verringert werden..
Eine veränderte Beschaffungsstrategie erfordere aber „klare Handlungsmuster für alle Beteiligten“ und eine speziell darauf ausgerichtetes Risikomanagement. Der Marktzugang sollte auch Handelsprodukte in Losgrößen unter 5 MW erschließen. Die damit betrauten Händler müssten kontinuierlich den Markt beobachten. Sei diese nicht möglich, sollte ein Stadtwerk lieber einen Dienstleister beauftragen.
Die unterjährige Portfoliobewirtschaftung biete auch eine Möglichkeit, die aktuell niedrigen Vertriebsmargen etwas aufzufangen, ist sich Wittinghofer sicher. Mit der Anpassung der Beschaffungsstrategie an die durch die Energiewende verursachten Marktveränderungen könnten Stadtwerke ihre Profitabilität deutlich steigern.

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März 16, 2015

Peter Focht

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Partner der Wohnungswirtschaft

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Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) und Bundesverband deutscher Wohnungs- und Immobilienunternehmen (GdW) sieht Stadtwerke und die Wohnungswirtschaft als zukünftige Partner.„Das Energieversorgungssystem wird dezentraler und intelligenter und damit auch individueller. Das erfordert einen Zuschnitt auf die unterschiedlichen Bedarfe der Kunden. Kommunale Unternehmen bieten deshalb immer vielfältigere Dienstleistungen und Kooperationen, insbesondere im Bereich der Wohnungswirtschaft, an“, sagte VKU-Präsidenten Ivo Gönner am 16. März anlässlich der Konferenz „Möglichkeiten der Zusammenarbeit zwischen Wohnungswirtschaft und Stadtwerken“. Die Zusammenarbeit von kommunalen Unternehmen und der Wohnungswirtschaft böte beiden Seiten die Chance, neue Kundensegmente zu erschließen und die Position im Markt sichern, so Gönner. „Wo es früher nur zentrale Energieproduzenten und Abnehmer gab, wird es in Zukunft immer mehr dezentrale Erzeuger geben, die zu einigen Zeiten den Strom lokal an Mieter liefern, zu anderen Zeiten Strom einspeisen”, ergänzte GdW-Präsident Axel Gedaschko.

Künftige Maßnahmen für den Klimaschutz in urbanen Ballungsräumen sollten sich jedoch nicht auf die Energieerzeugung beschränken, sondern auch die städtischen Infrastrukturen und den Nahverkehr im Blick haben. „Wir müssen für die Städte der Zukunft stärker als bisher integrierte Konzepte für Nahverkehr, Wohnen und Ver- und Entsorgung entwickeln. Das kann nur gelingen, wenn die Wohnungswirtschaft und die kommunalen Unternehmen Hand in Hand planen und arbeiten“, so Gönner. „Wohnungsunternehmen sind ein wichtiger Bestandteil der Energiewende, besonders im Bereich der dezentralen Stromerzeugung im Quartier. Wohnungswirtschaft und Stadtwerke sollten dabei Partner sein”, sagte Gedaschko. Dafür seien jedoch „passende Regelungen im Energiewirtschaftsrecht nötig“.

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März 18, 2015

Michael Pecka

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Trianel mit Auslastung des Kraftwerks Lünen zufrieden

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Das Steinkohlekraftwerk der Stadtwerke-Kooperation Trianel in Lünen hat im vergangenen Jahr rund 5,1 Mrd. kWh Strom erzeugt.Mit dem ersten kompletten Betriebsjahr seines modernen Steinkohlekraftwerks Lünen ist die Stadtwerke-Kooperation Trianel zufrieden. Dank stetiger Optimierungen sei die Anlage im vergangenen Jahr zu 80 % ausgelastet gewesen, teilte Trianel mit. Die erzeugte Strommenge habe ausgereicht, um rechnerisch 1,5 Mio. Zwei-Personen-Haushalte zu versorgen. Dennoch hat das Kraftwerk im letzten Jahr rund 100 Mio. Euro Verlust gemacht. Bei der derzeitigen Marktlage könne der Kapitalbeitrag zur Abzahlung der Kredite nicht erwirtschaftet werden. Das Kraftwerk in Lünen agiert nach Angaben von Trianel auch erfolgreich an den Regelleistungsmärkten. Von den Übertragungsnetzbetreibern wird das Kraftwerk zur Sicherung der Netzstabilität eingesetzt.

Die Stadt Lünen wird seit Ende 2014 aus dem Kraftwerk heraus mit 35 MW Fernwärme versorgt. Der im November 2014 gestartete Probebetrieb sei inzwischen erfolgreich in den Regelbetrieb übergegangen. Die Fernwärme wird mittels einer Wärmetauscheranlage auf dem Kraftwerksgelände vorgenommen, zusätzliche Hilfsdampferzeuger übernehmen die Wärmelieferung, wenn das Kraftwerk abgeschaltet ist.
Für 2015 rechnet Trianel erneut mit einer Auslastung des Kraftwerks von 75 bis 80 %. Im Januar und Februar seien bereits 850 Mio. kWh Strom in der Anlage erzeugt worden, hieß es aus Lünen.

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März 13, 2014

Kai Eckert

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DEW21 hat Gekko-Rückstellungen aufgestockt

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Die Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (DEW21) hat laut vorläufigen Zahlen ein Ergebnis vor Steuern von 51,4 Mio. Euro im vergangenen Jahr erwirtschaftet. Trotz schwieriger Marktbedingungen, wie der Versorger betont.Damit habe die DEW21 ihr Planergebnis erreicht, so die Dortmunder. Die Bilanzzahlen des Unternehmens haben im vergangen Jahr jedoch nicht nur unter dem warmen Wetter und den zusätzlichen Pensionsrückstellungen gelitten. Die DEW21 musste 2014 zur Abdeckung der „drohenden Kostennachteile aus dem Gekko-Strombezug ein weiteres Mal die Rückstellungen um sechs Millionen Euro auf nun 65,3 Millionen Euro erhöhen“, gab der Versorger am 13. März bekannt. Das Unternehmen hatte sich wie andere Stadtwerke auch, 2008 am Bau des RWE-Steinkohlekraftwerks im westfälischen Hamm beteiligt. Aufgrund technischer Probleme ist dieses Kraftwerk bis heute nicht in Betrieb.

Zudem hat das Unternehmen die Absatzzahlen veröffentlicht: Die Umsatzerlöse lagen mit 465,5 Mio. Euro um 87,8 Mio. Euro unter Vorjahresniveau (- 15,8 %). Der Stromabsatz sank demnach witterungsbedingt 2014 im Vergleich zum Vorjahr um 164,5 Mio. kWh auf 3,38 Mrd. kWh. Ebenfalls witterungsbedingt sank der Erdgasabsatz im Geschäftsjahr 2014 um 865,5 Mio. kWh auf 4,25 Mrd. kWh und lag damit 16,9 % unter dem Vorjahreswert. Die Umsatzerlöse lagen mit 185,2 Mio. Euro um 42,3 Mio. Euro unter dem Vorjahresniveau (- 18,59 %). Der Wärmeabsatz betrug im vergangenen Jahr 512 Mio. kWh und sank damit um 157,5 Mio. kWh. Die Umsatzerlöse aus dem Wärmebereich betrugen 44,7 Mio. Euro und sanken damit um 11,4 Mio. Euro.
Die witterungsbedingt niedrigeren Umsatzerlöse von annähernd 79 Mio. Euro konnte DEW21 nach eigenen Angaben zumindest in Teilen mit einer Ausweitung ihres Vertriebs im Privat- und Geschäftskundenbereich kompensieren. Außerdem konnten einige Rückstellungen zum Beispiel aus dem vorangetriebenen „Exzellenzprogramm“ aufgelöst werden. Den endgültigen Jahresabschluss wird DEW21 dem Aufsichtsrat zur Beschlussfassung im Juni 2015 vorlegen.

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März 13, 2015

Heidi Roider

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Maxelon wird Chef in Kassel

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Dr. Michael Maxelon (45) wechselt 2016 von Stuttgart an die Spitze des kommunalen Energieversorgers in Kassel.Michael Maxelon, seit 2012 Geschäftsführer der Stadtwerke Stuttgart GmbH, wird am 1. Januar 2016 die Nachfolge von Andreas Helbig als Vorsitzender der Geschäftsführung der Kasseler Verkehrs- und Versorgungs-GmbH (KVV) sowie der Verkehrstochter und der Städtische Werke Energie + Wärme GmbH antreten. Helbig geht Ende 2015 in Ruhestand.

Der gebürtige Kasseler und promovierte Physiker Maxelon war vor seiner Zeit in Stuttgart bei den Stadtwerken Krefeld und bei der Managementberatung A.T. Kearney GmbH tätig.

Michael Maxelon
Bild: Stadtwerke Stuttgart

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März 16, 2015

Peter Focht

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Stadtwerke München warnen vor längerfristiger Verschuldung

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Der Chef der Stadtwerke München, Florian Bieberbach, bereitet die Stadt auf schlechte Geschäftszahlen für das Jahr 2014 vor. Weil die Verschuldung steigt, hat er ein Sparprogramm angekündigt.Den Stadtwerken München steht nach den Worten Ihres Chefs Florian Bieberbach eine finanziellen Durststrecke bevor. „Es ist nicht so, dass wir insolvenzgefährdet sind, aber wir stehen vor einer längerfristigen Verschuldung, mit der wir uns nicht wohlfühlen“, wird Bieberbach von der „Süddeutschen Zeitung“ zitiert. Die Situation sei „eine Herausforderung, weil wir geringere Gewinne erzielen, aber vor weiteren riesigen Investitionen stehen“, sagte der Vorsitzende der Geschäftsführung des Unternehmens.

Abschließende Zahlen für das Geschäftsjahr 2014 liegen noch nicht vor. Doch Bieberbach will mit mehreren Interviews offenbar die Öffentlichkeit und die Stadt als Eigentümer der Stadtwerke auf die schlechten Nachrichten vorbereiten. „Die Verschuldung ist weiter angestiegen. Das Ergebnis ist auch nicht besser geworden“, sagte Bieberbach dem „Münchner Merkur“ mit Blick auf das Geschäftsjahr 2014. Man werde noch zwei oder drei Jahre „eine Durststrecke mit relativ schlechten Ergebnissen durchlaufen“. Das Ergebnis für 2014 ist voraussichtlich schlechter als im Vorjahr, aber noch positiv. Ursache sind vor allem die wegbrechenden Gewinne aus dem Stromverkauf als Folge des Verfalls der Großhandelspreise.

Bieberbachs Kernbotschaft an die städtischen Eigentümer ist, dass die Stadt das Unternehmen entlasten soll. „Bei dem geplanten, starken Ausbau des ÖPNV in München wird es nicht ganz zu vermeiden sein, dass sich auch die Stadt München finanziell engagiert“, so Bieberbach. In den vergangenen Jahren hatten die Stadtwerke meist auch 100 Mio. Euro jährlich an die Stadt überwiesen. Bieberbach würde wohl von der Zahlung dieser Summe in den nächsten Jahren gerne verschont bleiben.

Florian Bieberbach, Vorsitzender der Geschäftsführung der Stadtwerke München: „Die Verschuldung ist weiter angestiegen. Das Ergebnis ist auch nicht besser geworden.“
Bild: E&M

Nach dem Bericht des „Münchner Merkur“ hat Bieberbach aufgrund der schlechten Zahlen seinen Führungskräften ein umfassendes Spar- und Effizienzprogramm verordnet. Gespart werden solle vor allem bei internen Kosten und Zusatzleistungen für Mitarbeiter. Größere Stellenstreichungen soll es nicht geben. Und auch die Energiepreise für die Kunden sollten nicht deutlich steigen, um auch künftig „sehr wettbewerbsfähige Preise“ anbieten zu können. Auch an dem Ziel, bis 2025 so viel Ökostrom mit eigenen Anlagen selbst zu produzieren, wie ganz München verbraucht, soll festgehalten werden. Die SWM sind an Milliarden-Investitionen unter anderem in Offshore-Windparks in Großbritannien und in der deutschen Nordsee beteiligt.

Beim Münchner Stadtkämmerer Ernst Wolowicz stieß der Ruf der Stadtwerke nach finanzieller Entlastung zunächst auf wenig Verständnis. „Bei den Stadtwerken ist von einer Krise nichts zu erkennen. Der Aufsichtsrat ist erst im Dezember mit der Unternehmensplanung befasst worden. Daraus ging hervor, dass wir uns selbst beim Ergebnis nach Steuern im dreistelligen Millionenbereich bewegen“, zitierte der Bayerische Rundfunk Wolowicz. Im Mai werden die Stadtwerke ihre offiziellen Zahlen vorlegen.

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März 06, 2015

Timm Krägenow

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Deutsche Klimaschutz vor allem in den eigenen Wänden

Die Statistik zeigt das Ergebnis einer Umfrage zur Relevanz der Kernkraft bei der Energieversorgung in Deutschland. Zum Zeitpunkt der Erhebung waren 81 Prozent der Befragten der Meinung, dass bei der Energieversorgung in Zukunft nicht völlig auf die Kernenergie verzichtet werden kann.

Hinweise und Anmerkungen

Die Quelle macht keine genauen Angaben zur Fragestellung. Die hier gewählte Formulierung kann daher gegenüber der Befragung leicht abweichen. Zur Anzahl der Befragten in 2005 macht die Quelle keine Angaben.

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Planwirtschaft ohne Plan

Bild: Fotolia.com, XtravaganT
Eine rasche Stabilisierung der kommunalen Kraft-Wärme-Kopplung, fordert der Stadtwerkeverband VKU. Weitere Unsicherheit über die künftige Förderung gefährde nicht nur die Wirtschaftlichkeit der Fernwärme, sondern auch die politische Handlungsfähigkeit großer Städte.In drastischen Worten schildert Hans-Joachim Reck, der Hauptgeschäftsführer des Verbandes kommunaler Unternehmen (VKU) die derzeitige Situation der Kraft-Wärme-Kopplung in Stadtwerken. Ein großer Teil der kommunalen KWK-Anlagen sei wegen niedriger Börsenstrompreise nicht mehr kostendeckend zu betreiben, müsse aber weiterlaufen, weil die Anlagen für die Fernwärme nötig seien.

Wenn die Bundesregierung nicht bis zum Sommer eine rasche Novellierung des KWK-Gesetzes und eine Anpassung der KWK-Förderung angehe, drohten in vielen Kommunen nicht nur noch mehr Verluste bei der Fernwärmeversorgung und eine „Erosion der Kommunalwirtschaft“, sondern auch politische und soziale Verwerfungen in den Kommunen wegen ausbleibender Gewinnabführung von Stadtwerken. Deren wirtschaftliche Situation bezeichnet Reck als teilweise „sehr ernst“.
Heizkraftwerke und Fernwärme kaum mehr verlustfrei zu fahren
Und noch etwas befürchtet der VKU-Geschäftsführer: „Wenn die Bundesregierung nicht aufpasst, fährt sie die Energiewende an die Wand“. Speziell Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel und Energie-Staatssekretär Rainer Baake wirft er vor, mit ihrer Zurückhaltung im Hinblick auf die Unterstützung der der KWK „einen Scherbenhaufen anzurichten“. Was im Moment passiere, sei eine „Zerstörung volkswirtschaftlichen Vermögens“ und ein Außerkraftsetzen des wichtigen Klimaschutzinstruments KWK. Vor allem gasbetriebene und damit relativ klimaverträgliche KWK-Anlagen seien gefährdet.
Der VKU-Chef fordert von Gabriel klare ordnungspolitische Vorgaben, die dazu beitragen sollen, die stark unter wirtschaftlichen Druck geratene KWK zu stabilisieren. Aufgabe sei, eine „Balance“ zwischen dem Ausbau der erneuerbaren Energien und dem noch notwendigen konventionellen Teil der Energieerzeugung zu schaffen. Wer die Erneuerbaren mit Milliardenbeträgen fördere und damit Marktverzerrungen herbeiführe, könne nicht so tun, als ob man nicht auch den restlichen Teil der Stromerzeugung „ein Stück weit preislich flankieren muss“, so Reck.
„Das Klima, die Energiewende und wir brauchen die KWK-Novelle jetzt“, sagt auch Reiner Zieschank. Die Drewag Stadtwerke Dresden, die Zieschank als Geschäftsführer leitet, hätten momentan Mühe, ihr GuD-Heizkraftwerk und das Fernwärmesystem der Stadt verlustfrei zu fahren. Dies gelinge nur, weil die Erzeugungsanlage bereits abgeschrieben sei und damit keine Finanzierungskosten mehr anfielen. Zieschanks Urteil über die bisherige Energiewende ist nicht schmeichelhaft: „Wir machen im Moment Planwirtschaft ohne Plan“, so der Drewag-Geschäftsführer.
Die Probleme der KWK bestätigt eine Untersuchung des Beratungsunternehmen Enervis. „Die Deckungsbeiträge von erdgasgefeuerten KWK-Anlagen sind seit 2010 insgesamt deutlich rückläufig“, erläutert Berater Julius Ecke. Mit Erdgas betriebene KWK-Anlagen könnten ihre Kapitalkosten nicht mehr verdienen, seien also unwirtschaftlich und ohne Förderung akut von Stilllegung bedroht. Die Förderung der KWK müsste „deutlich angehoben werden, um aktuell einen KWK-Ausbau“ anzureizen, so Ecke weiter.
Dieser Ansicht ist man auch beim VKU. Weil jedoch ziemlich klar ist, dass die Bundesregierung ihr in der Koalitionsvereinbarung bekräftigtes Ziel, den Anteil der KWK an der Stromerzeugung bis 2020 auf 25 % auszubauen, so gut wie aufgegeben hat, signalisiert der Verband, dass die Stadtwerke mit einer „leichten Anhebung“ des derzeitigen Förderdeckels, der zuletzt bei 750 Mio. Euro fixiert war, und „einer moderaten Erhöhung der KWK-Umlage“ auskommen würden. Damit sollten dann vor allem Bestandsanlagen der öffentlichen Versorgung und bereits in Bau oder Planung befindliche Neuanlagen unterstützt werden.

Entwurf zur KWK-Novelle bis zum Sommer

Den „Schwerpunkt auf die Bestandsförderung und die öffentliche Versorgung legen“ wollen auch Energiepolitiker der SPD-Bundestagsfraktion. Auf jeden Fall werde bis zur Sommerpause ein Entwurf für eine Novelle des KWK-Gesetzes vorliegen, verspricht der Münchener Abgeordnete Florian Post, der auch Mitglied im Bundestagsausschuss für Wirtschaft und Energie ist. Er plädiert dafür das KWK-Fördervolumen auf etwa 1. Mrd. Euro anzuheben. Sollte das Wirtschaftsministerium nicht in der Lage sein, wie vorgesehen bis vor der Sommerpause einen Vorschlag für ein neues KWK-Gesetz vorzulegen, werde es einen Entwurf aus dem Parlament geben. „Wir machen Druck“, verspricht Post. Reck und die Stadtwerke nehmen das sicher mit Interesse zur Kenntnis.

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März 03, 2015

Peter Focht

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Gläubiger der Stadtwerke Gera fordern Millionen zurück

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166 Mio. Euro angemeldet.Davon entfallen laut Agenturinformationen 126 Mio. Euro auf die Holding. Das wurde nach einem Prüftermin am Amtsgericht am 25. Februar bekannt. Anfang Oktober 2014 war das Insolvenzverfahren eröffnet worden. Andere kommunale Unternehmensteile der Stadtwerke Gera wie etwa der Bereich der Energieversorgung sind von dem Insolvenzverfahren nicht betroffen. Insolvenzverwalter Michael Jaffé werde die Forderungen nun prüfen, teilte der Sprecher des Insolvenzverwalters auf Nachfrage von E&M powernews am 26. Februar mit. Derzeit seien die Forderungen daher weder festgestellt noch anerkannt. Zudem sei nicht auszuschließen, dass weitere Forderungen gestellt werden. Aus diesen Gründen stehe die endgültige Summe noch nicht fest, teilte der Sprecher weiter mit.

Bereits seit November vergangenen Jahres werden Kaufinteressenten für die Geraer Wohnungsbaugesellschaft (GWB) mit rund 7 000 Wohnungen gesucht. Jaffé will Beteiligungen veräußern, die nicht im unmittelbaren Zusammenhang mit der Daseinsvorsorge stehen. Nach Informationen des Sprechers haben sich für die GWB mehrere Interessenten gemeldet. Auch für die Verkehrsbetriebe werden Investoren gesucht. Das Interessensbekundungsverfahren dazu läuft noch bis 13. März.
Der Münchener Rechtsanwalt Jaffé war bereits mit dem vorläufigen Insolvenzverfahren betraut worden. Durch ihre Finanzprobleme hatten die Stadtwerke Gera rund 230 Mio. Euro Schulden angehäuft. In den vergangenen Jahren waren Defizite in anderen Bereichen von Überschüssen aus dem Energiebereich ausgeglichen worden. Nachdem die Stadtwerke auf ihr Gaskraftwerk eine Millionenabschreibung vornehmen mussten, habe es aber keine Rücklagen für einen Krisenfall gegeben.
Darüber hinaus sieht sich auch die Stadt Gera, selbst hoch verschuldet, mit Forderungen konfrontiert. Banken fordern 5,5 Mio. Euro zurück, weil die Stadt 2009 über eine Patronatserklärung für den klammen Stadtwerkeverbund gebürgt hatte. Nach Informationen der Stadt laufen immer noch Verhandlungen mit dem Land Thüringen über entsprechende Bedarfszuweisungen und Liquiditätshilfen. In diesem Jahr rechnet die Stadt Gera mit einem Haushaltsloch von rund 12 Mio. Euro, im vergangenen Jahr betrug das Defizit knapp 9 Mio. Euro, wie Gera kürzlich mitteilte.

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Februar 27, 2015

Heidi Roider

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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”

Bild: Fotolia.com, iQoncept

 

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

Bild: Fotolia.com, koya979

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?

Bild: Fotolia.com, Gina Sanders

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

Bild: Fotolia.com, nmann77

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
Bild: GGEW

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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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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

Bild: Fotolia.com, Amir Kaljikovic

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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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.

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Dezember 18, 2014

Michael Pecka

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Stuttgart bootet eigene Stadtwerke aus

Bild: Fotolia.com, aldorado

Das städtische Unternehmen darf für die Versorgung der Stadtverwaltung nicht einmal ein Angebot abgeben. Dabei betont derPartner Elektrizitätswerke Schönau, dass die Stadtwerke auch große Mengen liefern können. Die Elektrizitätswerke Schönau haben als Vertriebspartner der Stadtwerke Stuttgart Aussagen zurückgewiesen, dass die jungen Stuttgarter Stadtwerke nicht in der Lage seien, genügend Strom für die Stuttgarter Stadtverwaltung und ihre Tochterbetriebe zu beschaffen. „Wir haben in diesem Jahr schon ein sehr gutes Angebot über die Beschaffung von 110 Mio. kWh für die Stuttgarter Straßenbahnen abgegeben. Damit haben wir in der Ausschreibung den zweiten Platz erreicht. Das zeigt, dass wir heute schon ganz praktisch in der Lage sind, große Strommengen in der richtigen Qualität zu beschaffen – natürlich auch für die Stuttgarter Stadtverwaltung“, sagte Ursula Sladek, Gründerin der Elektrizitätswerke Schönau, auf Anfrage gegenüber E&M Powernews.

Die “Stuttgarter Zeitung” hatte am 17. Dezember berichtet, der Gemeinderat habe in einer nicht-öffentlichen Sitzung im November den Stromliefervertrag mit dem bisherigen Lieferanten EnBW um zwei Jahre verlängert. Die Stadtwerke hätten nicht einmal die Chance bekommen, ein Angebot abzugeben. Bürgermeister Michael Föll (CDU) habe dies damit begründet, dass die Stadtwerke Stuttgart noch gar nicht ein so großes Energievolumen liefern könnten. Die Zeitung zitiert Föll mit der Aussage, dass die Stadtwerke das benötigte Kontingent natürlich an der Börse einkaufen könnten. Sollten sie aber in der Ausschreibung unterliegen, müssten sie die Energiemenge womöglich zu einem geringeren Preis weiterverkaufen. „Das wäre ein gigantisches Risiko“, wird der Bürgermeister wiedergegeben. Derzeit betragen die jährlichen Kosten der Stadtverwaltung und ihrer Tochterbetriebe für Strom 38,5 Mio. Euro und die für Gas 11,5 Mio. Euro. Die Stadtwerke Stuttgart erreichen bislang im Vertrieb nur einen Umsatz von 4,5 Mio. Euro. Mit der Stadtverwaltung wäre also das Zehnfache hinzugekommen.

Sladek stellte klar, dass die Elektrizitätswerke Schönau grundsätzlich ihren Strom nicht an der Börse, sondern direkt bei den Erzeugern einkaufen. Die Elektrizitätswerke Schönau und die Stadtwerke Stuttgart haben gemeinsam eine Vertriebstochter, die Stadtwerke Vertriebsgesellschaft mbH, gegründet, die in Stuttgart Strom an Endkunden verkauft. „Ich wundere mich, welches Verständnis manche Politiker in Stuttgart von ihrem eigenen Unternehmen haben. Natürlich können die Stadtwerke Stuttgart große Mengen liefern“, sagte Sladek: „Wenn das Gegenteil davon in der Zeitung behauptet wird, werden die Stadtwerke desavouiert. Jetzt besteht die Gefahr, dass auch Industriekunden glauben, dass wir nicht liefern können.“

Die Stuttgarter Stadtwerke äußerten sich vorsichtig: Nur im Einzelfall bearbeiteten Stadtwerke und EWS „auch mit Erfolg Anfragen von Großkunden oder nehmen an Ausschreibungen für große Strommengen teil“, wurde ein Stadtwerke-Sprecher zitiert.

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Dezember 18, 2014

Timm Krägenow

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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.

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Dezember 11, 2014

Timm Krägenow

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Brücke zwischen getrennten Märkten

Bild: Fotolia.com, Stefan Redel

Energiewende und zunehmender Energiehandel lassen den Regelenergiebedarf wachsen – am Strom- wie auch am Gasmarkt. Der Saarbrücker Energiedienstleister VSE sieht darin ein Geschäftsmodell mit Zukunft und will Synergien zwischen beiden Märkten erschließen. Die bisher weitgehend getrennten Regelenergiemärkte für Strom und Gas künftig kombiniert zu nutzen, ist Ziel des saarländischen Energieversorgers VSE AG. „Wir sind das einzige Unternehmen in Deutschland, das Regelenergie medienübergreifend anbieten und abwickeln kann“, sagt Michael Küster. „Künftig wollen wir nicht mehr zwischen Strom und Gas unterscheiden und beispielsweise einen Bedarf an Stromregelenergie auch im Gasbereich abfahren“, so der VSE-Manager. Eine Schlüsselrolle bei diesem Vorhaben spielen Blockheizkraftwerke, die an das Strom- und an das Gasnetz angebunden sind und damit eine Brücke zwischen den beiden bisher getrennten Versorgungsnetzen bilden.

Die VSE ist bereits im Strom- und im Gasmarkt als Regelenergiedienstleister aktiv. Im Strombereich hat das Unternehmen dafür in den letzten drei Jahren einen Pool von kleineren und mittleren Kraftwerken mit mehr als 350 MW Leistung unter Vertrag genommen. Die Nutzer der Anlagen – Industrie- und Gewerbebetriebe sowie Stadtwerke − vertrauen diese der VSE an, welche die Kraftwerke nach deren Vorgaben steuert und den Übertragungsnetzbetreibern für den nächsten Tag für den Regelenergieeinsatz anbietet.

Die Anlagen stehen als positive oder negative Minutenreserve zur Verfügung – werden also zugeschaltet, wenn zu wenig Last im Netz ist und bei zu viel Last abgeschaltet. Die Energieerzeuger müssen dafür innerhalb von 15 Minuten zur Verfügung stehen. Regelenergie ist für die Netzstabilität technisch notwendig und gewinnt durch die zunehmende Vorrangeinspeisung erneuerbarer Energien an Bedeutung.

Regelenergie aus Pool von Kleinanlagen

Im Aufbau ist auch ein Pool von mehr als 50 kleineren Blockheizkraftwerken bis zu einer unteren Grenze von etwa 200 kW elektrischer Leistung, die Küster im nächsten Jahr zu einem virtuellen Regelenergiekraftwerk kombinieren will. „Wir wollen das zu einem hoch automatisierten Massenkundengeschäft ausbauen“, so der Manager. Die Software dafür wird gerade angepasst.

Außerdem soll das Geschäft bis Anfang nächsten Jahres auf den Bereich der Sekundärregelleistung ausgeweitet werden. Dafür sind schnellere Reaktionszeiten als bei der Minutenreserve erforderlich. Die Anlagen müssen innerhalb von 30 Sekunden reagieren und in fünf Minuten zum Ab- oder Anschalten verfügbar sein.

Seit diesem Sommer ist die VSE auch auf dem Gasmarkt mit Regelenergie aktiv und fasst dafür vor allem lokale Kugel- und Röhrengasspeicher zu einem Regelenergiepool zusammen. Bis Ende des Jahres sollen es zehn Anlagen sein.
„Wir sind in beiden Marktgebieten aktiv und bieten jeweils Regelenergie für L-Gas und H-Gas an“, so Küster. Vermarktet wird sie überwiegend als Intraday- beziehungsweise Day-Ahead-Produkt für den nächsten Tag. Im Gasnetz ist Regelenergie nötig, um Druckschwankungen auszugleichen. Sie muss jeweils mit drei Stunden Vorlaufzeit als Pool rund um die Uhr zur Verfügung stehen. Die Geschäfte werden über physische Ausschreibungen der beiden großen Marktgebietsverantwortlichen NCG und Gaspool sowie vorrangig über die Börse abgewickelt.

Neue Aufgabe für kleine Gasspeicher

Für die lokalen Gasspeicher, die ursprünglich von Versorgungsunternehmen für das Abfahren von Tagesspitzen gebaut wurden, am liberalisierten Gasmarkt aber nicht mehr gebraucht werden, sei das Anbieten am Regelenergiemarkt oft die einzige Möglichkeit, sie wirtschaftlich weiterbetreiben zu können, so Küster.
Für den gesamten Energie- und Regelenergiehandel hält die VSE in Saarbrücken einen 24-Stundenservice an 365 Tagen im Jahr vor. Sieben Händler vermarkten die Regelenergiepools über die Börse im Dreischichtbetrieb.

Künftig soll dies auch medienübergreifend geschehen. Ziel sei es, die beiden Regelenergiemärkte Strom und Gas kaufmännisch und technisch so zu koordinieren, dass Synergien zum Vorteil der Kunden entstehen und genutzt werden können. Gasspeicher und BHKW der VSE-Pools sollen dafür im Zusammenspiel die nötige Flexibilität schaffen.

Durch die Kombination lässt sich beispielsweise ein BHKW, das als negative Minutenreserve im Strom angeboten wird, gleichzeitig als negative Regelenergie im Gas nutzen. Muss das BHKW dann tatsächlich abgeschaltet werden, wird das Gas einfach in einen Speicher des VSE-Reservepools umgeleitet. „Wir können damit Preissignale von zwei Märkten nutzen und die BHKW so fahren, wie es die Märkte gerade hergeben“, erklärt Küster. Die BHKW der Kunden könnten so gegenüber derzeitigen Möglichkeiten optimiert betrieben werden.

Auch von der Bundesnetzagentur, die seit Jahren eine medienübergreifende Herangehensweise fordert, sieht sich die VSE in ihrem Vorgehen bestätigt.

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Dezember 18, 2014

Peter Focht

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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.

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Dezember 12, 2014

Kai Eckert

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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.

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Dezember 10, 2014

Ralf Köpke

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