Energie & Management 2015 by energiemanagement

B 13052 E

15. Dezember 2015 23-24/15

Jahresrückblick

Der neue VKU-Präsident Michael Ebling beklagt einbrechende Stadtwerke-Gewinne aus dem Stromgeschäft

KWK

Eine Anlage mit Kraft-Wärme-KälteKopplung für ein Werk des Leuchtmittelherstellers Osram wurde zum BHKW des Jahres 2015 gewählt

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INHALT Vorschlag sieht es Zugriffsrechte auf Gasspeicher für Fernleitungsnetzbetreiber vor – aber nur als nachgeordnetes Instrument. Zuerst sollen sich die Netzbetreiber mit einer systemnahen Flexibilitätsreserve aus Lastflusszusagen und abschaltbaren Verträgen eindecken.

Sicher durch den Winter

Netzbetreiber wollen auch Händler in die Pﬂicht nehmen

Bild: VGS/Dirk Brzoska

Die Gasbranche schlägt vor, Fernleitungsnetzbetreibern Zugriffsrechte auf Gasspeicher einzuräumen, um die Versorgungssicherheit zu stärken. Über weitere Maßnahmen ist sie sich uneins. VON PETER FOCHT

as haben Weihnachten und die Sicherheit der Gasversorgung gemeinsam? Im Spätherbst werden sie regelmäßig zum wichtigen Thema. Waren es in den vergangenen Jahren immer wieder der Streit um Gaslieferungen Russlands an die Ukraine und die damit verbundenen möglichen Probleme für Europa, die die Diskussionen über Versorgungssicherheit befeuerten, bildet in diesem Jahr ein im Sommer vorgelegtes Gutachten den Hintergrund für die Debatte. Experten der Wirtschaftskanzlei BBH, der Becker Büttner Held Consulting und der Berliner TU-Professor Joachim Müller-Kirchenbauer kamen in ihrem Gutachten für das Bundeswirtschaftsministerium mit dem Titel „Möglichkeiten zur Verbesserung der Gasversorgungssicherheit und der Krisenvorsorge durch Regelungen der Speicher“ zu einem eindeutigen Ergebnis: Die Sicherheit der Gasversorgung in Deutschland sei „sehr hoch“. Gasspeicher spielten dabei eine wichtige Rolle. In Deutschland reichten sie grundsätzlich aus, um die Versorgung auch in intensiven Winterphasen oder bei Lieferausfällen sicherzustellen − wenn sie genügend gefüllt sind. Seitdem wird intensiv diskutiert, wie das am besten zu gewährleisten ist. Die grundsätzliche Einschätzung der Gutachter, dass das Niveau der Versorgungssicherheit in Deutschland sehr gut ist, findet in der Gasbranche breite Zustimmung. „Erdgas ist und bleibt ein sicherer Energieträger“, sagt Anke Tuschek, Geschäftsführerin des Branchenverbandes BDEW. Was aber gibt es dann zu verbessern? Es geht darum, regionale Engpässe wie im Februar 2012, als in Süddeutsch-

land wichtige Gaskraftwerke nicht mehr mit Gas hätten beliefert werden können, wenn sie gebraucht worden wären, besser bewältigen zu können. Aus der Gaswirtschaft gibt es zwei Vorschläge, die beide auf eine veränderte Speichernutzung abzielen. Der BDEW und die in der Vereinigung FNB Gas organisierten Fernleitungsnetzbetreiber setzen dabei aber unterschiedliche Schwerpunkte.

Regionalen Engpässen im Transport vorbeugen Die Netzbetreiber nehmen das Thema Versorgungssicherheit besonders ernst, weil sie es sind, die im Ernstfall Verbraucher abschalten müssen und damit öffentliche Kritik auf sich ziehen. Sie beklagen, dass sich die veränderte Nutzung der Gasspeicher negativ auf die Versorgungssicherheit auswirkt. Seit dem Unbundling, das eine ehemals integrierte Versorgung mit festem Sicherheitskorsett aus Lieferverträgen, Netz und Speichern in ihre Einzelteile zerlegt hat, fühle sich niemand mehr für Versorgungssicherheit zuständig, klagt Jörg Bergmann, Geschäftsführer des größten deutschen Fernleitungsnetzbetreibers Open Grid Europe (OGE). Im Oktober legte die FNB Gas ein Konzept vor, das eine so genannte FNB-Stabilitätsreserve beinhaltet. Netzbetreiber sollen demnach Zugriff auf Gasspeicher erhalten, die sie als Netzpuffer nutzen können. Außerdem sollen sie Speicher oder Nutzungsrechte erwerben können, um damit Transporte abzusichern. Bislang ist das wegen der Unbundling-Vorschriften nicht möglich. „Das Gassystem in Deutschland ist so ausgelegt, dass die Speicher als integraler Bestandteil einen Teil zur Leis-

tungsvorhaltung beitragen müssen“, verdeutlicht Bergmann, warum die Netzbetreiber Zugriff darauf wollen. „Speicher werden für Netzbetreiber immer wichtiger, um das System vernünftig fahren zu können“, bekräftigt Jens Schumann, Geschäftsführer des norddeutschen Fernleitungsnetzbetreibers Gasunie. Dabei gehe es vor allem darum, die nötigen Gasmengen verfügbar zu machen. „Um eine lang anhaltende Kälteperiode beherrschen zu können, benötigen wir volle Speicher“, ergänzt Bergmann. Im Moment ist im Süden jedoch das Gegenteil der Fall: „Der Füllstand der drei größten Speicher für Süddeutschland ist aktuell auf historisch niedrigstem Niveau“, so der OGE-Geschäftsführer. Das bedeutet, dass für die kommenden Monate ein Engpass in dieser Region nicht auszuschließen ist. Ähnliches berichtet Schumann für den Nordwesten Deutschlands. „Die L-Gas-Speicher in Norddeutschland waren zu Beginn des Winters nur zu 60 Prozent gefüllt.“ Auch er kann so nicht für einen Winter ohne Engpass garantieren. Als Hauptgründe, warum Speicher immer weniger gefüllt werden, sehen die Netzbetreiber vor allem das Unbundling und veränderte Marktbedingungen. Der zunehmend liquide Gashandelsmarkt macht es nicht mehr zwingend erforderlich, Gas für den Winter einzulagern. Durch den nur noch geringen Gaspreisunterschied zwischen Sommer und Winter wird das Speichern für Händler uninteressant. Auch der BDEW hat im November sein so genanntes Reservemodell zur Stärkung der Versorgungssicherheit vorgestellt. Wie der FNB-Gas-

Das sei kein geeignetes Instrument für regionale Engpässe, um die es gehe, heißt es dazu bei der FNB Gas. Dafür gebe es nicht genügend Flexibilitätsanbieter. Lastflusszusagen seien meist nicht langfristig genug zu bekommen. Die Netzbetreibervereinigung schlägt stattdessen vor, ein „Anreizsystem zur Stärkung der Eigenvorsorge von Händlern und Lieferanten“ einzuführen. „Jedes Glied der Versorgungskette soll etwas zur Versorgungssicherheit beitragen“, fordert Bergmann. „Es geht nicht, dass ein Energiehändler, der nur einen Lieferanten hat, seine Kunden bei Ausfall dieses Lieferanten nur noch über das Regelenergiesystem versorgt“, ergänzt Schumann. „Das System ist keine Hängematte für lau.“ Die Netzbetreiber verlangen Pönalen für die Unterspeisung von Bilanzkreisen. Händler und Vertriebe sollen Strafe zahlen, wenn sie zu wenig Gas einspeisen und ihre Bilanzkreise nicht ausgeglichen sind. Gashändler zeigen sich wenig begeistert, auf diesem Weg zur Vorratshaltung verpflichtet zu werden. Sie argumentieren, Speicher seien nicht der einzige Garant der Versorgungssicherheit, der Gasmarkt habe stark an Liquidität gewonnen und die Versorgung in Deutschland sei durch Flüssigerdgas besser diversifiziert als noch vor Jahren. Das Handelsgeschäft werde immer kurzfristiger, meint beispielsweise Helmut Kusterer. Wenn der Gasvorrat im Speicher nicht gebraucht werde, bleibe der Händler auf den Kosten sitzen, so der Vertriebsleiter der Gasversorgung Süddeutschland in Stuttgart. Welche Schlussfolgerungen das Bundeswirtschaftsministerium aus dem Gutachten und aus den Diskussionen innerhalb der Gaswirtschaft zieht, wird sich zeigen. BDEW und FNB Gas werben indes intensiv für ihre Konzepte. Das BDEW-Reservemodell sei flexibel, marktwirtschaftlich orientiert und kosteneffizient, vermeide Wettbewerbsverzerrungen und ermögliche einen Anbieterwettbewerb, so Verbandsgeschäftsführerin Tuschek. Ähnlich argumentieren die Netzbetreiber. Das FNBGas-Konzept könne ohne grundlegende Änderung des regulatorischen Rahmens eingeführt werden und vermeide eine Beeinflussung der Handelsmärkte.

Consulting

Wie sich Stadtwerke besser auf die Nutzung digitaler Technik vorbereiten können, ist ein Thema in unserem Consulting-Teil

Effizienz

Die Océ Printing Systems ist erfolgreicher Teilnehmer an einem lernenden Energieeffizienz-Netzwerk

Brennstoffzellen

Der 2008 begonnene und jetzt ausgelaufene Praxistest von Brennstoffzellen-Heizgeräten soll in die Markteinführung der Geräte münden

Speicher

Speicher sind keine Erzeuger und keine Verbraucher. Der BVES fordert, dies beim rechtlichen Rahmen für ein neues Energiesystem zu berücksichtigen

Einig sind sich die beiden Verbände bei der leidigen Frage, wer den Zusatzaufwand für die Versorgungssicherheit bezahlen soll. Die Kosten sollen über die Netzentgelte auf die Verbraucher umgelegt werden. „Unsere Vorschläge liegen auf dem Tisch. Jetzt muss sie der Gesetzgeber bewerten und sich dann für einen Weg entscheiden“, so OGEGeschäftsführer Bergmann. 

Gasspeicher und Versorgungssicherheit Deutschland verfügt über die größten Speicherkapazitäten für Erdgas innerhalb der EU. Rund 24 Mrd. m3 nutzbares Arbeitsgas können in den unterirdischen Reservoirs – meist ausgeförderte Gaslagerstätten oder Salzstöcke – eingelagert werden. Die Speicheranlage des Betreibers Astora im norddeutschen Rehden ist mit mehr als 4 Mrd. m3 Arbeitsgas einer der größten Speicher in Deutschland. Rund ein Viertel des jährlichen Erdgasbedarfs kann in Speichern vorgehalten werden.

SZENE/POLITIK

15. Dezember 2015

VoRWEggehen

-Chefredakteur Helmut Sendner

un, so richtig vorweggegangen ist RWE mit ihrem Anfang Dezember verkündeten Plan nicht, den Konzern in die Altlasten und die Zukunftsgeschäfte aufzuteilen. Auch wenn RWE-Chef Peter Terium darauf hinweist, dass seine Absichten keine Kopie dessen sind, was Eon macht − als Original lässt sich die Spaltung nicht verkaufen. Aber immerhin: Der Kurs der Aktie stieg. Damit will ich von dieser Nebensächlichkeit in der Energiewirtschaft zu einem wirklich großen Vorhaben in dieser Bran-

che kommen. Der Verlag Frank Trurnit & Partner (Trurnit Gruppe) und der Verlag Energie & Management () spalten sich nicht auf, sondern konzentrieren sich gemeinsam auf ihre jeweiligen Stärken. Wer die nicht kennt: Die Trurnit Gruppe zählt mit der gesamten Palette der Unternehmens- und Marketing-Kommunikation zu den größten inhabergeführten Kommunikationsdienstleistern in der Energiebranche. , ebenfalls inhabergeführt, zählt zu den wichtigsten unabhängigen journalistischen Stimmen in der Energiewirtschaft.

Und was haben beide Häuser nun mehr miteinander zu tun? Bei Trurnit erscheinen die Energienachrichtendienste TAM online und TAM Print, deren Leser bekommen ab Januar online aktuelle Nachrichten von  daily und 14-täglich geprintet in der Zeitung Energie & Management. Und alles, was bei  an Dienstleistungen in die Nähe von Corporate Publishing rückt, wechselt zu Trurnit. Zum besseren Verständnis: Bei Trurnit lupenreine Kommunikations- und Marketingberatung, bei  lupenreiner Journalismus.

Und wenn der eine dem anderen dabei helfen kann, für Dritte gute Leistungen zu erbringen, nicht geprägt von Verbänden mit ihren Medien, nicht bestimmt von Unternehmensberatern mit ihren Unterabteilungen Publikation, dann gibt es durch die Partnerschaft  und Trurnit ein Vorweggehen. Ich fand dieses Branding von RWE nie gut, und wie das Unternehmen nun voRWEggeht, ist für den Kommunikationsberater Trurnit sicher sehr interessant, für  ebenfalls – wir werden darüber berichten (siehe Seite 5). 

jetzigem Kanzleramtsmider Konzerne angehört. nister Peter Altmaier, der Ihre klare Botschaft: Wir es liebt zu kochen − und erfüllen unsere Verpflichtungen für den Kerndas nicht nur für sich, sondern sehr gerne auch für energieausstieg, aber wir Gäste. wollen keine unbegrenzte Haftung. Technisch und In einem ist Hendricks finanziell sieht man sich dann beim Thema Klimaschutz auch sehr klar: Aus gut aufgestellt. Wenn der Kohle müsse „zügig“ allerdings die Rückstellungen verdoppelt werausgestiegen werden, den müssten, „dann ist sagt sie. „Das ist im Zeit- -Korrespondentin raum von 20 bis 25 Jahren Angelika Nikionok-Ehrlich das für uns nicht mehr zu machbar.“ Sich darauf stemmen“, warnt RWEzu verständigen, „das müsste die Große Vize Rolf Martin Schmitz. RWE, Eon, Koalition noch leisten“, betont die Minis- EnBW und Vattenfall machen die Politik terin. Ein Ausstiegspfad würde dafür die verantwortlich für ihre Probleme. Denn richtige Basis geben. Auch für die EVU sei die sei für die Bereitstellung und den der Strukturwandel mit dieser Zeitspanne Betrieb eines Endlagers zuständig. Da noch beherrschbar, meint sie. Umwelt- man aber, statt die Erkundung des Salzschützer und Opposition sind begeistert, stocks in Gorleben fortzusetzen, in die die gerüffelt wird Hendricks hingegen um- Konzerne bereits 1,7 Mrd. Euro investiert gehend von ihren Parteikollegen in NRW, hatten, ein neues Verfahren für die EndMinisterpräsidentin Hannelore Kraft und lagersuche aufgesetzt habe, werde die Wirtschaftsminister Garrelt Duin sowie Zwischenlagerung nun Jahrzehnte länger von der IG BCE. „Das ist ein Alleingang dauern als geplant. Dadurch kämen Hunderte Millionen und nicht die Position der NRW-SPD und auch nicht der Bundes-SPD“, so Kraft. Mehrkosten auf die EVU zu, so Schmitz Das Bundeswirtschaftsministerium be- – mit entsprechenden Folgen für Ratings stätigt keine Kohle-Ausstiegspläne und und Kapitalbeschaffung. Diese Risiken auch das Kanzleramt mag sich nicht darauf wollen die Konzerne in eine Stiftung verfestlegen. Dabei wäre das doch ein schö- lagern und damit ihre Haftung zeitlich wie nes Signal an den Weltklimagipfel. auch von der Höhe her begrenzen. Und wie stets, wenn man die Politik „überMittwoch, 25. November zeugen“ will, wird auch das Argument In der Kommission zur Finanzierung des der Arbeitsplätze angeführt: Die vier Kernenergieausstiegs werden die Chefs EVU repräsentierten „deutlich mehr als

20 Mrd. Euro Wertschöpfung im Jahr“ und hätten 100 000 Beschäftigte allein in Deutschland, betont Schmitz. Weitere 200 000 Arbeitsplätze gebe es bei Zulieferern.

BERLINER TAGEBUCH Mit beschränkter Haftung Das Tagebuch von Angelika Nikionok-Ehrlich, Berliner E&M-Korrespondentin, hält die Energie-Ereignisse oder -Inszenierungen der Hauptstadtpolitik fest.

Mittwoch, 11. November

Das passt schon fast zur Karnevalssaison, die wie immer um 11 Uhr 11 auf dem Kölner Alter Markt eröffnet wird: Nach irreführenden Verbrauchs- und Schadstoffmessungen bei Autos nun auch noch die Staubsauger. Immer wieder wird dafür geworben, energieeffiziente Geräte zu kaufen, sichtbar an der Kennzeichnung mit farbigen Balken von rot bis grün. Aber was wir bisher nicht wussten: Die Saugleistung wird mit leerem Beutel gemessen. Dagegen zog der britische Hersteller Dyson vor den Europäischen Gerichtshof (EuGH) wegen Irreführung der Verbraucher. Doch der EuGH wies die Klage ab. Es gebe für Staubsauger mit gefülltem Beutel keine zuverlässigen und genau reproduzierbaren Tests, so das Gericht. Nun kann Dyson, deren Geräte laut Werbung bei vollem Beutel keinen Saugkraftverlust haben, nur noch darauf hoffen, dass sich mit einer Revision der EU-Verordnung zur Verbrauchskennzeichnung etwas ändert – und wer weiß, bei welchen anderen Geräten die Tests auch noch realitätsfremd sind.

Dienstag, 24. November

Pressegespräch bei Bundesumweltministerin Barbara Hendricks eine knappe Woche vor dem Weltklimagipfel. Dabei wird auch auf neue Aktivitäten des Ministeriums zum Klimaschutz verwiesen: Es wurde ein Kurzfilm produziert, der in den Kinos gezeigt werden soll. Die einschmeichelnde Stimme von Hannelore

Elsner spricht als Mutter Erde, dazu gibt es tolle Natur- und Landschaftsbilder. Seit vielen Millionen Jahren schon sei sie da, sagt die Erde, und habe in dieser Zeit vieles geschaffen: Meere, Gletscher und verschiedenste Landstriche, Wälder und fruchtbare Täler – und auch, in erdgeschichtlich jüngerer Zeit, den Menschen, der von dem, was die Erde ihm bereitstellt, lebt. Und wenn denn die Menschen nichts Besseres zu tun hätten, als ihre Lebensgrundlagen zu zerstören, müssten sie wissen, so sagt die Erde mit sanftem Ton: „Ich werde weiter da sein. Ich brauche die Menschen nicht, aber die Menschen brauchen mich. Was ihr tut, bestimmt euer Schicksal, nicht meines.“ Zudem wird ein „Klimakochbuch“ verteilt, „das soll Appetit machen auf Klimaschutz“, sagt die Ministerin. Es finden sich darin jede Menge Tipps, wie man sich klimafreundlich ernähren kann. Etwa der, regionale Produkte zu kaufen oder auf Fleisch zu verzichten, wofür eine Reihe von Rezepten abgedruckt sind. Zum Beweis, dass dies lecker sein kann, hat das Umweltministerium ein paar Platten mit Häppchen für die Journalisten geordert. Ministerin Hendricks fragt: „Schmeckt es denn gut?“ Die Kollegen nicken und Hendricks greift selber zu. Vorher hat sie über ihr Engagement in der Küche erzählt: „Ich bin normalerweise für die Hilfsarbeiten zuständig, zum Beispiel schnipple ich den Kohl. Kochen kann ich eigentlich nicht.“ Das unterscheidet sie, neben dem Parteibuch, doch sehr von ihrem Vorgänger und

Freitag, 27. November

Bundespresseball erstmals im noblen Berliner Adlon-Hotel. Man sieht auch Bundeswirtschafts- und Energieminister Sigmar Gabriel mit seiner Frau tanzen und die beiden haben offenbar Spaß daran. Den will sich Gabriel auch nicht durch Statements vor den Kameras verderben lassen, er hat keine Lust, sich zu äußern – recht so! Die Feierlaune verderben lassen wollen sich auch nicht einige Ministerkollegen, selbst die hochschwangere Familienministerin Manuela Schwesig ist gekommen. Angesprochen auf die Terroranschläge und das Trotzdem-Feiern sagt Baden-Württembergs Ministerpräsident Winfried Kretschmann: “Ja, das Leben ist so!“ Das Fernsehen ist insbesondere durch prominente Frauen vertreten wie Tagesthemen-Moderatorin Carmen Miosga, Hauptstadt-Studioleiterin Tina Hassel wie auch Korrespondentin Marion van Haaren. Eine, die viele nicht so gern sehen, ist auch da: AfD-Chefin Frauke Petry. Aber davon – siehe oben – lässt man sich die Stimmung nicht verderben. Allgemeiner Tenor, nach viel Kritik im vergangenen Jahr an der Location Flughafen Tempelhof: Schöner, gediegener Rahmen im Adlon mit kulinarischen Genüssen und guter Musik. 

THEMENVORSCHAU FEBRUAR 2016 / MESSEAUSGABE E-WORLD 2016

E&M AUSGABE 3 / 2016

Messe-Neuheiten 2016 IT: Cloud-Computing und Sicherheit Energie-Dienstleistungen Energiehandel und -vertrieb Energiespeicher und -erzeugung Gas und Gashandel Smart energy: Zähler, Netze und Strategien Energiepolitik

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KONTAKT MEDIA Annette Tisken Tel +49 8152 9311-55, Mail: a.tisken@emvg.de KONTAKT REDAKTION Armin Müller Tel +49 8152 9311-44, Mail: a.mueller@emvg.de TERMINE 03 (Messe-Heft) Erscheint am: 02.02.2016 Anzeigenschluss: 20.01.2016

25.11.15 11:30

POLITIK/RECHTECK

remse, „Abrissbirne“ oder geregelter Zubau mit Planungssicherheit? Mit der EEG-Novelle soll die Umstellung auf Ausschreibungen umgesetzt werden. Laut BMWi sollen ab 2017 80 Prozent der neuen Erneuerbaren-Strommengen auktioniert werden. Ziel der Ausschreibungen sei es, „den Ausbau der erneuerbaren Energien stetig und kosteneffizient fortzusetzen – unter Wahrung hoher Akzeptanz“, heißt es in der Einleitung zu den Eckpunkten mit Datum 25. November, die  vorliegen. Dazu werden drei Leitgedanken genannt: Der Ausbaukorridor für erneuerbare Energien soll eingehalten werden, er solle weder über- noch unterschritten werden. „Eine Überschreitung kann dadurch ausgeschlossen werden, dass die Ausschreibungsmengen richtig festgelegt werden“, heißt es dazu. Eine Unterschreitung soll verhindert werden, indem das Ausschreibungsdesign für eine möglichst hohe Realisierungsrate sorgt. Zweitens sollen die Kosten des EEG insgesamt möglichst geringgehalten werden, weshalb Ausschreibungen nur dort eingeführt werden, wo die Wettbewerbsintensität hoch genug ist. Drittens sollen die Ausschreibungen allen Akteuren faire Chancen eröffnen, das heißt, den verschiedenen Regionen (zum Beispiel Nord- / Süddeutschland) wie auch den verschiedenen Akteursgruppen,beispielsweise „kleine und mittlere Akteure, Bürgerenergiegenossenschaften oder lokal verankerte Projektentwickler“. Ausschreibungen soll es künftig für die „Volumensträger der Energiewende“ geben: Windenergieanlagen an Land und auf See sowie große Photovoltaikanlagen. Dies betreffe ab 2017 rund 80 Prozent der jährlich durch den Zubau von neuen Erneuerbare-Energien-Anlagen erzeugten Strommenge, so das BMWi. Im Einzelnen: Für Solaranlagen kleiner als 1 MW werden jährlich 500 MW neu zu installierender Leistung ausgeschrieben. Dabei wird nicht zwischen Freiflächen-, Dach- und sonstigen baulichen Anlagen (etwa auf Mülldeponien) unterschieden. Das Flächenvolumen für Freiflächenanlagen wird, entgegen den Forderungen auch der Energiewirtschaftsverbände, nicht erhöht.

Onshore-Ausschreibung mit Formel und Mindestmenge Für die Windenergie an Land sind anfangs rund 2,9 GW/a geplant. Offenbar schwant aber auch den Verantwortlichen im BMWi, dass es Probleme mit dem Zubau unter dem Ausschreibungsregime geben könnte. Warnungen der Branche hat es jedenfalls genug gegeben. Es wird daher eine Mindestausschreibungsmenge von jährlich 2 000 MW (brutto) festgesetzt, unter die der Ausbau nicht fallen darf. Um einen bundesweiten Zubau zu erreichen, wird ein einstufiges Referenzertragsmodell eingeführt. Die Einhaltung des Ausbaukorridors wird über die Ausschreibungsmenge gesteuert, die durch eine Formel ermittelt werden soll. In dieser werden die Entwicklung der Strommenge aus erneuerbaren Energien sowie des Bruttostromverbrauchs, der wesentlich für die Zielmenge für Strom aus erneuerbaren Energien ist, berücksichtigt. Dabei wird auf den oberen Rand des Ausbaukorridors, das heißt einen Erneuerbaren-Anteil von 45 Prozent im Jahr 2025, abgezielt. Die Ausschreibungsmenge soll in Abhängigkeit von

3 Bild: Shutterstock.com, Massimo Cavallo

15. Dezember 2015

Zeitplan für EEG-Novelle

Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) hat einen Zeitplan und neue konkrete Eckpunkte für die EEG-Novelle 2016, in der das Ausschreibungsdesign festgelegt wird, erarbeitet. VON ANGELIKA NIKIONOK-EHRLICH der tatsächlichen Entwicklung jährlich formelbasiert angepasst werden. Unerwünscht starke Schwankungen der Ausschreibungsmengen würden durch die Mittelfrist-Orientierung vermieden, so das BMWi. Von der Ausschreibung ausgenommen sind Onshore-Anlagen, die bis Ende 2016 immissionsschutzrechtlich genehmigt und bis Ende 2018 in Betrieb genommen werden, und Windenergieanlagen auf See, die bis Ende 2016 eine unbedingte Netzanbindungszusage oder eine Anschlusskapazität erhalten haben und bis Ende 2020 in Betrieb gehen werden.

Ohne eine Anschlussförderung sei zu erwarten, dass „fast alle diese Anlagen aus wirtschaftlichen Gründen nicht weiter betrieben werden“. Ausschreibungen für eine Anschlussförderung könnten bewirken, „dass die kostengünstigsten und effizientesten Bestandsanlagen weiter betrieben sowie flexibilisiert und modernisiert werden“, so das BMWi. Derzeit werde geprüft, wie dies kostengünstig erreicht werden könnte. Das EEG 2016 enthalte dafür erste Eckpunkte sowie eine Ver-

ordnungsermächtigung, „damit eine gemeinsame Ausschreibung für neue, bestehende und erweiterte Biomasseanlagen entwickelt werden kann“.

Änderungen für Degression im bestehenden Förderregime Die Akteursvielfalt sieht das BMWi durch die Bagatellgrenze von 1 MW für Photovoltaik und Onshore-Wind sowie durch ein „einfaches und transparentes Ausschreibungsdesign“ gewahrt. Für Anlagen in der bisherigen EEGFörderung gibt es zwei wesentliche Änderungen: Die quartalsabhängige Degression für Onshore-Wind hängt nicht mehr vom Zubau ab, sondern wird auf 0,4 Prozentpunkte pro Quartal festgelegt. Der Betrachtungszeitraum beim atmenden Deckel für die Photo-

voltaik wird von bisher zwölf auf sechs Monate verkürzt, um eine schnellere Anpassung der Degression zu ermöglichen, vor allem, wenn der Zubau, wie derzeit, unterhalb von 2 000 MW liegt. Der Gesetzesentwurf für die EEGNovelle wird momentan erarbeitet. Im Januar des kommenden Jahres soll die Länder- und Verbändeanhörung erfolgen. Das BMWi regt eine Sonderkonferenz mit den Ministerpräsidenten im Februar an. Im Februar oder März könnte nach dem Zeitplan das Kabinett den Gesetzesentwurf beschließen und die Pränotifizierung bei der EUKommission stattfinden. Das Gesetzgebungsverfahren soll im Sommer 2016 abgeschlossen werden. Nach der endgültigen Genehmigung der EU-Kommission im Herbst sollten Ende 2016 oder Anfang 2017 die Ausschreibungsrunden starten (siehe Seite 6). 

Höchstens 11 GW Offshore bis 2025 Die Ausschreibungsvolumina für Offshore-Windparks orientieren sich an dem Wert von 800 MW/a. Man will an den festgelegten Ausbauzielen festhalten: 6,5 GW bis 2020, 15 GW bis 2030. Neu ist ein Zwischenziel von höchstens 11 GW im Jahr 2025, „damit der Ausbaukorridor nicht überschritten wird“, so das BMWi. Die Ausschreibungen sollen nach dem dänischen Modell erfolgen: Um eine optimale Verzahnung mit den Netzanbindungen zu erreichen, entwickelt der Staat die Meeresgebiete, auf denen Windparks ausgeschrieben werden. So soll kosteneffizienter Wettbewerb erreicht werden. Bis zur Einführung dieses Modells werden Ausschreibungen übergangsweise unter den bereits geplanten Offshore-Parks durchgeführt. „Es wird sichergestellt, dass es nach 2020 nicht zu einem Fadenriss kommt“, so das BMWi. Vor diesem hatte die Branche zuvor massiv gewarnt.

Ausschreibungen für Biomasse angepeilt Für andere Technologien, wie etwa die Geothermie, wird es noch keine Ausschreibungen geben, weil dort kein Wettbewerb vorhanden ist. Mittelfristig sollen jedoch Ausschreibungen auch für bestehende und neue Biomasseanlagen eingeführt werden, um dem Anlagenbestand eine Perspektive aufzuzeigen (Anschlussförderung). „Die Marktanalyse hat ergeben, dass eine Ausschreibung allein für neue Anlagen wegen der begrenzten Potenziale und der Kostenstruktur nicht sinnvoll ist“, heißt es dazu in den Eckpunkten. Anders sei die Lage bei den Bestandsanlagen, deren Förderung ab 2020 schrittweise auslaufen wird.

Die wahre Rechnung für die Elektromobilität An Ladesäulen für Elektrofahrzeuge wird oft die Ladezeit

abgerechnet. Simone Mühe und Christian de Wyl* erläutern die (eich)rechtlichen Konsequenzen.

eim Aufladen von Elektrofahrzeugen im öffentlichen Straßenraum oder an Ladesäulen auf Kunden- oder Mitarbeiterparkplätzen zahlt der Nutzer häufig nicht für die geladenen kWh, sondern abgerechnet wird die „Ladezeit“. Tatsächlich kommt es meist gar nicht darauf an, ob Strom fließt, denn in Rechnung gestellt wird in der Regel die Zeit, in der das Fahrzeug mit der Ladeeinrichtung verbunden ist. Damit soll ein Anreiz geschaffen werden, den Ladeparkplatz möglichst zügig für das nächste Fahrzeug freizugeben und nicht noch nach Beendigung des Aufladens zu blockieren. Der Elektrofahrzeug-Nutzer zahlt bei diesem Abrechnungsmodell insbesondere dafür, dass er die vom Betreiber zur Verfügung gestellte Ladeinfrastruktur nutzt. Stellt man die Errichtungskosten ins Verhältnis zu den Stromkosten, ist das ein durchaus nachvollziehbarer Ansatz. Was bedeutet das aber für die eichrechtliche Beurteilung des Zählers in der Ladeeinrichtung, der die Ladezeit misst? Der Vergleich mit der Parkuhr liegt auf der Hand. Diese muss nicht geeicht sein, denn jeder Autofahrer kann anhand eines Abgleichs mit seiner eigenen Uhr unschwer nachvollziehen, ob die Zeit korrekt erfasst wird. Deswegen nimmt das Mess- und Eichrecht Parkuhren von der Eichpflicht aus. Aber

unterfallen Zähler zur Messung der Ladezeit überhaupt der Eichpflicht? Geeicht sein müssen Messeinrichtungen nur, wenn sie Messgrößen erfassen, für die das Mess- und Eichgesetz eine Eichung vorsieht. In Betracht kommt bei Ladeeinrichtungen der § 1 Abs. 1 Nr. 6 Mess- und Eichverordnung (MessEV), nach der „Messgrößen bei der Lieferung von Elektrizität“ der Eichpflicht unterliegen. Bei einer Abrechnung von Ladevorgängen nach kWh liegt das auf der Hand. In diesen Fällen wird von der Messeinrichtung die an das Elektrofahrzeug abgegebene elektrische Energie erfasst. Bei der Abrechnung nach Ladezeit – zumal wenn es auf einen Energiefluss gar nicht ankommt – hat die Menge der abgegebenen Elektrizität für die Rechnungstellung jedoch keinerlei Bedeutung, sie ist nicht abrechnungsrelevant. Denn die Messung der Ladezeit dient nicht dazu, den Energiefluss zu erfassen. Vielmehr steht allein die Nutzungszeit der Ladeinfrastruktur im Fokus. Eine Eichpflicht für Zähler zur Erfassung der Ladezeit besteht demnach nicht. Diese Konsequenz zieht auch der Bundestag in seiner Antwort auf eine kleine Anfrage der Fraktion Bündnis 90/Die Grünen (BT-Drs. 18/4435): Da bei der Erfassung der Ladezeit keine elektrische Messgröße angezeigt werde, bestehe – wie bei Parkuhren – keine Eichpflicht.

Die Einordnung des Ladevorgangs als „Nutzungsverhältnis“ an der Ladeinfrastruktur hat Konsequenzen über das Eichrecht hinaus. Insbesondere für Betreiber von Ladeeinrichtungen, die von Haus aus keine Energieversorger sind (etwa Arbeitgeber mit Ladesäulen für Mitarbeiter), stellt sich nämlich die Frage, ob sie durch den Betrieb der Ladeeinrichtungen zu Energielieferanten werden. Diese Frage kann mit guten Gründen verneint werden, wenn man auf die Nutzung der Ladeinfrastruktur abstellt und sich dies auch in der Abrechnung nach Ladezeit widerspiegelt. Diese Einordnung liegt im übrigen auf einer Linie mit dem geplanten Strommarktgesetz, das § 3 Nr. 25 EnWG wie folgt ergänzt: „Auch der Strombezug der Ladepunkte für Elektromobile steht dem Letztverbrauch im Sinne dieses Gesetzes und den auf Grund dieses Gesetzes erlassenen Verordnungen gleich.“ Die Ergänzung des EnWG ist laut der Gesetzesbegründung so zu verstehen, dass der Strombezug des Ladepunktes als Letztverbrauch gilt. Der Strom, den die Ladesäule dann bei der Nutzung abgibt, ist nicht als Strombezug einzuordnen.  * Dr. Christian de Wyl, Rechtsanwalt und Partner, Simone Mühe, Rechtsanwältin, Becker Büttner Held, Berlin

EUROPA

15. Dezember 2015

Polens Energieversorgung soll grüner werden Polen hat im Frühjahr dieses Jahres das lang erwartete Gesetz zur Förderung erneuerbarer Energien verabschiedet. Marc Ziegler* zu den möglichen Auswirkungen. VON MARC ZIEGLER regenerativen Quellen rund 13 TWh mehr Strom pro Jahr erzeugt werden als heute. Das entspräche einem Anteil von 15 Prozent erneuerbarer Energien im Energiemix des Landes. Polen bleibt mit diesen Plänen zwar hinter den Zielvorgaben für die gesamte EU zurück, allerdings bedeuten sie für das Land einen immensen Anstieg der Erneuerbaren in relativ kurzer Zeit (GTAI 2015).

Mit den Veränderungen nicht ganz zufrieden Das Gesetz sieht vor, dass ab 2016 die benötigten Kapazitäten an erneuerbaren Energien jährlich neu definiert, zur Auktion ausgeschrieben und an die günstigsten Anbieter vergeben werden. Laut GTAI wendet sich das Gesetz vor allem an Investoren und private Betreiber von Anlagen. Dabei werde auch auf eine nachhaltige Förderung geach-

tet. Unternehmen, die einen Förderzuschlag erhalten, können über einen Zeitraum von 15 Jahren nach Beginn der Energieproduktion mit einem festen Abnahmepreis für den produzierten Strom rechnen. Kenner des polnischen Energiemarktes wie Jerzy Sucha�ski, Hochschullehrer für Energietechnik bei der Politechnika Swi�tokrzyska, Kielce, begrüßen die Gesetzesverabschiedung. „Wir haben lange auf dieses Gesetz gewartet. Auch wenn es noch nicht perfekt ist, so ist es doch sehr wichtig, dass es endlich da ist und wir in den kommenden Jahren gut damit arbeiten können.“ Ryszard Gajewski, Direktor der polnischen Kammer für Biomasse mit Sitz in Warschau, begrüßt die Neuerung ebenfalls, ist aber nicht wirklich zufrieden: „Unserer Auffassung nach gewährleistet die jetzige Form des Gesetzes noch nicht eine ungehinderte

Entwicklung der erneuerbaren Energie in Polen.“

Auf der Suche nach Prosumenten Im Zuge der gesetzlichen Neuregelung wurden zwei Förderprojekte auf den Weg gebracht: Zum einen ein Programm zur Verringerung der CO2-Emissionen in öffentlichen Gebäuden bis 2020 mit einem Umfang von 70 Mio. Euro bei einer Projektdauer von fünf Jahren. Und zum anderen das auf sieben Jahre ausgerichtete Projekt Prosument, das Anreize bei Endkunden schaffen soll, um in EE-Kleinanlagen zu investieren. Das mit rund 200 Mio. Euro budgetierte Prosument-Projekt bietet finanzielle Unterstützung bei Kauf und Montage von Mikroanlagen für Einund Mehrfamilienhäuser. Gefördert werden soll damit die Einrichtung von

Bild: Arndt Mediendienst; Karol Biela

m Hinblick auf die von der EU formulierten Klimaziele für das Jahr 2020 steht Polen noch einiges an Veränderungen bevor. Die Energielieferanten Stein- und Braunkohle dominieren mit einem Anteil von insgesamt 54 Prozent nach wie vor den Energiemarkt, Gas und Erdöl sind zusammen mit einem Marktanteil von 37 Prozent vertreten. Bei den regenerativen Energien herrscht deutlich die Nutzung von Biomasse mit einem Marktanteil von acht Prozent vor. Sonnen- und Windenergie, Erdwärme und Wasserkraft machen zusammen gerade einmal ein Prozent aus. Dies geht aus einer aktuellen Analyse der Internationalen Energieagentur (IEA) hervor, wobei sich die Werte auf das Jahr 2013 beziehen. Das ab 2016 geltende Gesetz wird laut der deutschen Marketingagentur GTAI bewirken, dass bis 2020 aus

Energiemesse enex in Polen: 40 Prozent der Befragten würden am liebsten in Sonnenkollektoren investieren

Solarthermie- und Photovoltaikanlagen, Biomassekesseln und Wärmepumpen, Mikrobiogasanlagen sowie Mikrowindkraftanlagen. Projektträger sind hier der polnische Umweltfonds NFOS´GW und die polnische Umweltschutzbank BOS´. Gerade das Prosument-Projekt setzt die richtigen Signale – zumindest in Richtung Bevölkerung und Endkunden. Denn laut Umfragen wünschen sich die Polen schon seit langem eine Zunahme an erneuerbaren Energien. Eine jüngst im Auftrag des Instituts für Erneuerbare Energien (IEO 2015) durchgeführte Umfrage bestätigt diesen Trend. Demnach würde gerne jeder dritte Bürger in seinem Haushalt erneuerbare Energien nutzen. Sonnenenergie steht in der Gunst der Bürger an vorderster Stelle: Etwa 40 Prozent der Befragten würden am liebsten in Sonnenkollektoren investieren. Jeder sechste könnte sich vorstellen, sein Geld in kleinen Windenergieanlagen, Wärmepumpen oder Photovoltaikanlagen anzulegen. Vor allem junge und gut ausgebildete Großstädter fühlten sich bislang von dem Projekt angesprochen. Die zu erwartenden Veränderungen am polnischen Energiemarkt wirken sich auch auf die Messelandschaft aus. Während die polnische Leitmesse der Energiebranche, die in BielskoBiała stattfindende Energetab, den erneuerbaren Energien nur gemäßigt Raum überlässt, widmet das zentralpolnisch gelegene Kielce diesen bereits seit über zehn Jahren eine eigene Ausstellung. Ende März 2016 findet dort zum vierzehnten Mal die Enex Nowa-Energia statt. Die Messe ist eine Auskopplung aus der Enex, der internationalen Messe für Energiewirtschaft, die zeitgleich stattfindet. Die Ausstellung in Kielce präsentiert neben technischen Lösungen und Innovationen aus allen Bereichen der alternativen Energiegewinnung hauptsächlich Energiespeicherungs- und Einsparungstechnologien. Im Rahmenprogramm der Messe werden in Form von Workshops, Seminaren und Vorträgen wirtschaftliche Aspekte und technische Fragestellungen erneuerbarer Energien diskutiert. Die Messe gilt neben der Green-Power-Messe in Posen als eines der wichtigsten Branchenereignisse des Landes.  * Marc Ziegler, Arndt Mediendienste, Darmstadt

THEMENVORSCHAU E&M FEBRUAR 2016

E&M AUSGABE 4 / 2016

Energieerzeugung/Erneuerbare Energien Energieverteilung Netze und Infrastrukturen Energie-Dienstleistungen

KONTAKT MEDIA Annette Tisken Tel +49 8152 9311-55, Mail: a.tisken@emvg.de KONTAKT REDAKTION Armin Müller Tel +49 8152 9311-44, Mail: a.mueller@emvg.de TERMINE Erscheint am: 16.02.2016 Anzeigenschluss: 01.02.2016

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KOMMENTAR

15. Dezember 2015

„Du hast keine Chance, aber nutze sie!“ Die Ankündigung, dass RWE ihren Konzern umbaut,

kam nicht überraschend. Dass dieser Umbau automatisch zum Erfolg führt, ist keineswegs sicher, meint Ralf Köpke

ie „alte“ Energiewelt löst sich weiter auf. Nachdem ziemlich genau vor einem Jahr Eon ihre Aktivitäten in zwei Geschäftseinheiten aufgespalten hat, folgt nun mit dem RWE-Konzern die Nummer zwei des deutschen Strommarktes. Der Umbauplan von Vorstandschef Peter Terium sieht vor, das Geschäft mit Ökostrom, Vertrieb und Netzen in eine eigene Tochtergesellschaft auszugliedern. Dank eines Börsengangs soll diese neue Gesellschaft, an der der Essener Energieriese langfristig die Mehrheit mit 51 Prozent behalten will, Geld von externen Investoren in die Konzernkasse spülen. Dieses Konstrukt unterscheidet sich zwar von dem Eon-Vorgehen, die traurige Wahrheit ist aber auch, dass dem RWE-Konzern eigenes Geld für Investitionen in Zukunftsgeschäfte fehlt. Das unerschütterliche Festhalten an Braunkohle und Atom rächt sich einfach. Bereits die Gründung der Grünstrom-Tochter Innogy im Jahr 2008 kam zu spät und wurde nur halbherzig angepackt. Auch mit RWE Innogy werde RWE kein Kohlekraftwerk weniger bauen, hatte sich der damalige Vorstandschef Jürgen Großmann beim Gründungsakt selbst demaskiert. Innogy hat − neben dem Fehlen eines wirklich umfassenden Investitionsbudgets − deshalb nie das Standing gewonnen, das notwendig gewesen wäre, um RWE zu einer neuen Glaubwürdigkeit zu verhelfen. Ob das neue RWE-Tochterunternehmen nun die Kurve bekommt, ist mit vielen Fragezeichen versehen. Denn im Geschäft mit den regenerativen Energien mischen viele Unternehmen mit, die, wie die jüngste Vergangenheit gezeigt hat, weitaus inno-

Umbaus. Sie müssen in den kommenden Jahren mit weiter sinkenden Ausschüttungen rechnen. Gerade für so manche Revier-Kommune, von denen einige in Zeiten bereits sinkenden Börsenkurses noch RWE-Papiere zugekauft haben, ist das angesichts ihrer immensen Haushaltslöcher eine Hiobsbotschaft.

Für RWE-Chef Terium beginnen die härtesten Wochen und Monate seiner Arbeit. Dabei sollte er sich an den Worten des bayerischen Schriftstellers und Filmemachers Herbert Achternbusch orientieren: „Du hast keine Chance, aber  nutze sie!“

Ralf Köpke -Chefreporter

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WINDENENERGIE

15. Dezember 2015

Entscheidene Fragen ungeklärt Mit einem unerwartet niedrigeren Ausschreibungsvolumen brüskiert das Bundeswirtschaftsminsiterium die Windbranche. Zudem gibt es weitere Baustellen im angedachten Ausschreibungsdesign. VON RALF KÖPKE

roten Regierungsfraktionen in ihrem Koalitionsvertrag vereinbart haben, führt dabei kein Weg mehr vorbei. Wichtig ist deshalb das Design der Ausschreibungen. „Die drei wichtigsten Stellschrauben, die jetzt noch geklärt werden müssen, sind die jährliche Ausschreibungsmenge, die Frage, wie kleinere Akteure eingebunden werden, und eine Regelung, wie der Windkraftausbau auch künftig flächendeckend stattfinden kann“, hatte Thorsten Müller, Vorstand der Stiftung Umweltenergierecht, in den vergangenen Wochen wiederholt die nicht einfache Gemengelage umrissen. Mit einem erneuerten Eckpunktepapier, das als Vorstufe für das nächste EEG zu sehen ist, hatte das Bundeswirtschaftsministerium Ende November zumindest in einem Punkt die Nebel gelichtet. Ab 2017 sollen die Ausschreibungen jedes Jahr ein Volumen von 2 900 MW brutto umfassen. Brutto heißt, diese Summe umfasst neben dem eigentlichen Bau neuer Windturbinen eine Reihe von RepoweringProjekten. Diese Ausbaumenge könnte sogar auf nur 2 000 MW brutto sinken. Denn das Wirtschaftsministerium hat eine Formel geschaffen, mit der künftig der Zubau aller grünen Energien straff gelenkt werden soll. Wird beispielsweise mehr Solar- oder Offshore-Strom erzeugt, sinkt die zugelassene Ausbauleistung für die Windkraft an Land. Mit diesem Mechanismus will das Gabriel-Ressort sicherstellen, dass das

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im schwarz-roten Koalitionsvertrag festgeschriebene Ausbauziel im Ökostromsektor von maximal 45 Prozent bis Ende 2025 nicht überschritten wird. Böse Zungen behaupten, dass einige Köpfe aus der CDU-Bundestagsfraktion auf diese Formel gedrängt haben.

Ausschreibungsvolumen von 5 000 MW wäre notwendig „Das ist eine reine Gängelung der Windenergie an Land und führt zum Abwürgen des weiteren Windkraftausbaus“, wetterte Klaus Schulze Langenhorst einen Tag nach Bekanntgabe des Eckpunktepapiers auf den 4. Windenergietagen NRW in Bad Driburg. Da die Windenergie künftig zur Wärmeversorgung und Mobilität beitragen wolle, bedürfe es in den nächsten Jahren wesentlich mehr und nicht weniger Windkraft, betonte der NRW-Landesvorsitzende im Bundesverband Windenergie. Auf der gleichen Veranstaltung zeigte sich auch der Düsseldorfer Umweltminister Johannes Remmel (Bündnis 90/Die Grünen) wenig amused für das Eckpunktepapier: „Das ist eine wirklich höchst unerfreuliche Entwicklung, gegen die wir angehen werden.“ Dabei kann sich der Landesminister auf Gutachten des Bundeswirtschaftsministeriums stützen. Erst im Februar hatte die zuständige Fachabteilung Zahlen vorgelegt, in welchen Größenordnungen sich der Zubau bewegen muss, um die angestrebten Ausbau- und Klimaziele zu erreichen. Nach dieser so genannten Marktanalyse Wind seien neben dem jährlichen Neubau von 2 500 MW Leistung (netto) auch das Repowering von weiteren 1 900 MW notwendig. Um diese Bruttoleistung von 4 400 MW zu erreichen, ist nach Einschätzung von Windexperten ein zusätzlicher „Puffer“ von mindestens 600 MW notwendig: „Es werden nicht alle Projekte, die bei den Ausschreibungen einen Zuschlag erhalten haben, auch wirklich gebaut.“

Um den Weg zum künftigen Ausbau der Windkraft wird heftig gerungen

Der Aufschrei der Windbranche gegen das neue Brutto-Ausbauziel ist verständlich. Es ist absehbar, dass die Zahl der Repowering-Projekte zunehmen wird. Einen Anhaltspunkt geben Abschätzungen der AGEE Stat (Arbeitsgruppe Erneuerbare EnergienStatistik des BMWi): So fallen nach 20-jähriger Betriebsdauer bereits im Jahr 2020 Dutzende Windturbinen mit einer Leistung von 1 600 MW aus der EEG-Vergütung, im Jahr 2023 geht die Prognose sogar von 3 200 MW aus. Auch wenn nicht alle Windmühlen nach 20 Jahren unmittelbar abgebaut werden, ist klar: Der Spielraum für den Bau wirklich neuer Windturbinen wird in absehbarer Zeit überschaubar. Dass der Widerstand bei so manchen Länderregierungen wächst, ist für Müller nachvollziehbar: „Anfang April 2014 hatten sich die Länderchefs mit der Bundeskanzlerin auf einen NettoAusbau bei der Windkraft an Land von 2 500 MW im Jahr verständigt, nach dem heutigen EEG-Paragraph 3. Von dieser Einigung will das Bundeswirtschaftsministerium jetzt anscheinend nichts mehr wissen“, sagt er. Der Umweltjurist sieht das Wirtschaftsministerium in einer Zwickmühle: „Da sind auf der einen Seite die Länderinteressen, auf der anderen Seite steht das Ausbauziel aus dem Koalitionsvertrag von 40 bis 45 Prozent bis 2025, das mit den 2 500 Megawatt netto nicht im Einklang steht.“ Um sich mit den Ländern

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tefan Wenzel eilte Anfang November zum Rednerpult im Bundesrat. Bei der knappen Redezeit von rund fünf Minuten kam es Niedersachsens Umwelt- und Energieminister vom Bündnis 90/Die Grünen darauf an, seine Botschaft in Richtung Regierungsbank zu vermitteln: „Mit großer Sorge sehe ich, dass die Bundesregierung bei den geplanten Ausschreibungen deutlich über das Ziel hinausschießt.“ Beim künftigen Windkraftausbau drohten „Strukturbrüche“, da Schwarz-Rot die bisherigen Motoren wie Landwirte, Privatbürger oder kleine Projektierer mit dem geplanten Ausschreibungsdesign benachteilige. Wenzel sprach sich deshalb für die vollständige Übernahme der so genannten De-Minimis-Regelung bei den Ausschreibungen aus. Die von der EUKommission abgesegnete Freigrenze sieht vor, dass auch künftig Windparks mit bis zu sechs Anlagen und maximal 36 MW Leistung ausschreibungsfrei bleiben. Nachdem bereits der Wirtschafts- und Umweltausschuss der Länderkammer diesen Antrag mit zwölf Stimmen angenommen hatten, gab es bei der Schlussabstimmung eine große Zustimmung. Dieses Votum hat den Auftakt beim parlamentarischen Ringen um die künftige Förderung der Windkraft an Land und auf See eingeleitet, die Teil der nächsten EEG-Novelle ist. An Ausschreibungen, so wie es die schwarz-

über den weiteren Ökostromausbau zu verständigen, plant die Bundesregierung ein Treffen mit den Ministerpräsidenten wie im April 2014.

Regional-Quote ist eine zusätzliche Absicherung Neben der zu niedrigen Ausbauvolumen und der Weigerung des Bundeswirtschaftsministerium, die De-Minismis-Regelung für kleinere Marktteilnehmer in die EEG-Novelle einzubauen, gibt es für den künftigen Windkraftausbau an Land noch eine dritte große Baustelle: Eine Reihe mittel- und süddeutscher Bundesländer fordert eine regionale Quote bei den anstehenden Ausschreibungen. Anderenfalls sähen sie ihre eigenen Windausbaupläne angesichts der Konkurrenz der windhöffigeren und damit wirtschaftlicheren Standorte im Norden gefährdet. „Das macht doppelt Sinn“, sagt Michael Ritzau vom BETBeratungsbüro in Aachen, „weil damit auch der Netzausbau besser mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien synchronisiert werden kann.“ In der Regional-Quote sieht Ritzau zudem eine „zusätzliche Absicherung“ für die derzeit laufende Debatte um die Vergütung der Windturbinen in den einzelnen Regionen. Der Schlüssel dafür ist das so genannte Referenzertragsmodell, das das ungleiche Windangebot in den verschiedenen Regionen ausgleichen soll. Windmüller in Süddeutschland erhielten bislang länger eine erhöhte EEG-Anfangsvergütung. Statt zwei soll es künftig bundesweit nur noch eine Vergütungsstufe geben. Um wirklich zu einer einigermaßenen Gleichberechtigung aller Windstandorte zu kommen, müssen zahlreiche Faktoren berücksichtig werden, Fachleute sprechen von Parametrisierung. Über das Ergebnis dieser „Kurven-Diskussion“ kann derzeit nur spekuliert werden. Angesichts des unsicheren Ausgangs ist die Forderung nach einer Regional-Quote verschiedener Bundesländer durchaus berechtigt. „Wir erleben derzeit eine intensive Fachdiskussion“, resümiert Müller von der Stiftung Umweltenergierecht, „letztlich entscheidet aber allein die Politik über die neue EEG-Novelle.“ Und die hält sich bislang auffällig bedeckt: insbesondere der Wirtschaftsflügel der Unionsfraktion, in dessen Reihen das EEG wenig Unterstützer hat. Dieses Schweigen trägt auch mit zur zunehmenden Verunsicherung der Windbranche bei. 

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15. Dezember 2015

Langweilig, aber wichtig

Für Stadtwerke war 2015 im Netz- und im Energieerzeugungsgeschäft ein durchwachsenes Jahr. VON PETER FOCHT

und anderen Städten stiegen aus dem RWE-Kraftwerksprojekt Gekko aus.

Dezentraler Leistungsmarkt gescheitert

Der VKU scheiterte auch mit seinem Vorschlag, einen dezentralen Leistungsmarkt einzurichten, der Stadtwerke-Kraftwerken, die als Ergänzung der regenerativen Stromerzeugung gebraucht werden, auskömmliche Erträge sichern sollte. Die Bundesregierung entschied sich im Sommer gegen ein solches Instrument. Vor großen Investitionen in den Anschluss von Windkraft- und Photovoltaikanlagen stehen Stadtwerke im Bereich der Netze – VKU-Unternehmen betreiben unter anderem Stromverteilnetze mit insgesamt 699 000 km Leitungen. Die zum Jahresbeginn vorgelegten Vorschläge zur Novellierung

Bild: Stadt Mainz

it ihrem Slogan „Wir halten Deutschland am Laufen“ kamen die Stadtwerke 2015 wieder gut an. Die hohe Wertschätzung für öffentliche Daseinsvorsorge wurde noch dadurch verstärkt, dass kommunale Unternehmen vielerorts in erheblichem Umfang bei der Bewältigung des Flüchtlingsandrangs helfen. Dies betonte auf der Tagung des Verbandes Kommunaler Unternehmen (VKU) im November in Berlin nicht nur dessen scheidender Präsident Ivo Gönner. Auch Michael Ebling, der zum 1. Januar 2016 die Nachfolge Gönners an der Spitze des VKU antritt, hob vor dem Verbandstag auf die besondere Rolle der Stadtwerke ab. „Kommunen und ihre Unternehmen zeigen in der Flüchtlingskrise einmal mehr ihre grundlegende gesellschaftspolitische Bedeutung“, sagte der neue VKU-Präsident und Mainzer Oberbürgermeister. „Ihre konstante und nachhaltige Leistung ist die notwendige Voraussetzung für unsere hohe Lebensqualität in Deutschland.“ Unter dem Zeichen des Generationenwechsels stand 2015 bei dem Verband nicht nur die Präsidentenposition. Katherina Reiche löste zum 1. September an der Spitze der Hauptgeschäftsführung Hans-Joachim Reck ab, unter dessen Ägide sich der VKU, der 1 430 kommunale Unternehmen mit 245 000 Beschäftigten vertritt, in der Hauptstadt etabliert hatte. „Kommunale Unternehmen sind zentrale Infrastrukturdienstleister der Daseinsvorsorge“, betonte die ehemalige Staatssekretärin im Umwelt- und Verkehrsministerium zum Amtsantritt. „Sie leisten einen wichtigen Beitrag zu kommunalen Haushalten und sichern Arbeitsplätze und Wertschöpfung.“ Gönner hatte es mit leichter Ironie kompakter formuliert: „Daseinsvorsorge ist langweilig, aber wichtig.“ Die wirtschaftliche Situation der Stadtwerke hat sich 2015 kaum verbessert. Versorger mit konventionellen Kraftwerken litten weiter unter deren sinkender Ertragskraft. Kommunen wie Duisburg und Ulm mussten ihren Stadtwerken deshalb wieder mit kräftigen Finanzspritzen unter die Arme greifen. „Die einbrechenden Gewinne aus dem Stromgeschäft wirken sich auch auf das Ausschüttungsvolumen der Stadtwerke an ihre Eigentümer aus – obwohl die Kommunen steigende Ausgaben zu schultern haben“, beklagte Ebling in Berlin. Versorger aus Bochum, Münster, Mönchengladbach

Der Mainzer Oberbürgemeister Michael Ebling übernimmt zum 1. Januar 2016 das Amt des VKU-Präsidenten der Anreizregulierung verheißen eher eine Verschlechterung der Bedingungen. Die künftige Anreizregulierung müsse ihrem Namen gerecht werden und tatsächlich Anreize für den intelligenten Netzausbau schaffen, fordert deshalb Geschäftsführerin Reiche. Auch die Finanzierungsmöglichkeiten für Investitionen in erneuerbare Energien sind nicht besser geworden. Experten berichten von erschwerter Kreditaufnahme trotz niedriger Zinsen. Als Gründe dafür werden zunehmende regulatorische Anforderungen und deutlich vorsichtigere Einschätzungen der Geschäftslage in der Energiewirtschaft durch die Banken angeführt.

Dass sich die Lage zuletzt nicht verbessert hat, zeigt ein Blick auf die Investitionen der Stadtwerke in den letzten Jahren: Sie investierten zwar 2014 mit 5,08 Mrd. Euro etwa 4,3 Prozent mehr als im Jahr vorher in die Energieerzeugung − aber nur noch halb so viel wie 2011. Anfang 2015 verfügten kommunale Versorger über gut 3 700 MW regenerative Erzeugungsleistung, 942 MW waren in Bau oder im Genehmigungsverfahren.

VKU mit erfolgreicher KWKPolitik

Einen Erfolg konnte der Stadtwerkeverband VKU bei den Verhandlungen zur künftigen Rolle der Kraft-Wärme-Kopplung und zur Novellierung des KWKGesetzes erzielen. Knapp 10 500 MW KWK-Erzeugungsleistung standen Stadtwerken Anfang 2015 zur Verfügung, gut 1 400 MW waren in Bau oder im Genehmigungsverfahren. Die im Sommer beschlossene Anhebung der möglichen KWK-Fördersumme auf 1,5 Mrd. Euro wird von Beobachtern als StadtwerkeUnterstützungsprogramm bewertet. Der VKU will noch weitere Detailverbesserungen erreichen und setzt auf ein schnelles Inkrafttreten des neuen KWKGesetzes zum 1. Januar 2016, wie der scheidende Präsident Gönner in Berlin noch einmal hervorhob. Ungebrochen stabil scheint der Rekommunalisierungstrend zu sein. „Die Erfahrungen der letzten Jahre zeigen, dass Rekommunalisierungsprojekte, die mit volks- und betriebswirtschaftlichem Sachverstand angegangen wurden, entscheidende Mehrwerte für Städte, Gemeinden und kommunale Unternehmen generiert haben“, stellte der neue VKU-Präsident Ebling fest. In den Vorjahren rekommunalisierte Unternehmen wie die EAM in Kassel oder die evm in Koblenz bestätigten diese These und legten 2015 erste Erfolgszahlen vor. Ähnlich prominente Rekommunalisierungsfälle blieben vergangenes Jahr indes aus. In Berlin konnte sich die Stadtregierung im Herbst nach langen Verhandlungen zumindest dazu durchringen, mit den privaten Energieversorgern Gasag und Vattenfall über einen Teilrückkauf des Strom- und Gasnetzes zu verhandeln. „Kommunale Unternehmen bewegen sich nicht im luftleeren Raum, sondern können nur so gut sein, wie es ihnen die politischen Rahmenbedingungen erlauben“, meinte Ebling in Berlin. Und da hoffen die meisten Stadtwerke auf bessere Zeiten. 

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15. Dezember 2015

Jahr der „Leitplanken“ 2015 war als das Jahr zentraler Vorhaben in der Energiegesetzgebung geplant. VON ANGELIKA NIKIONOK-EHRLICH

ach der Novellierung des EEG sollten 2015 weitere „Leitplanken“ gesetzt werden. Im Fokus dabei vor allem: das neue Strommarktdesign. Recht früh legte sich Gabriel darauf fest, entsprechenden Forderungen zu trotzen und keinen Kapazitätsmarkt einzuführen. Hintergrund dabei vor allem: die Kosten. Denn nach der im Zusammenhang mit der Erneuerbaren-Förderung lange geführten Strompreis-Debatte sollte alles vermieden werden, den Stromkunden weitere Kosten aufzubürden. Wohlgemerkt ging es dabei vor allem um die Haushaltskunden, denn weite Teile der Industrie profitieren sowieso von Privilegien (vor allem im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung), die ein Ausmaß angenommen hatten, das selbst der EU-Kommission zu weit ging. Die Bundesregierung wandte daher viel Energie auf, um in Brüssel die Ausnahmeregelungen für die ener-

lichen Fragen wurden „Plattformen“ aufgelegt, in denen es ausführliche Diskussionen mit den Betroffenen gab und gibt.

gieintensive Industrie zu retten. Bei der EU-Kommission wollte sich die Bundesregierung, nachdem die „Alleingänge“ Deutschlands bei der Energiewende immer wieder kritisiert wurden, nun aber auch Liebkind machen und vom verhaltensauffälligen zum Musterschüler avancieren. Übereifrig wurde daher bei der EEGReform bereits der Systemwechsel zu Ausschreibungen ab 2017 bei der Erneuerbaren-Förderung angekündigt, und in die Strommarktreform wurden frühzeitig europäische Nachbarländer einbezogen. Die Vereinbarung zwischen zwölf Ländern, nicht in die Marktpreise einzugreifen, wird denn auch bei jeder Gelegenheit als großer Beitrag zum europäischen Binnenmarkt und der regionalen Zusammenarbeit herausgestellt. Immerhin: Zum Strommarktdesign gab es umfassende Konsultationen, zuerst des Grünbuches und dann des Weißbuches. Zu verschiedensten energiewirtschaft-

Von der Klimaabgabe zur Kraftwerksreserve Mut bewies Minister Gabriel mit dem Plan, eine Klimaabgabe für Braunkohlekraftwerke einzuführen angesichts der Tatsache, dass Deutschland seine Klimaziele ohne zusätzliche CO2-Reduktionen im Stromsektor nicht erreichen würde. Denn beim Thema Effizienz kam man nicht voran. Doch dem Druck der Kohle-Lobby − nicht nur von der IG BCE, sondern auch aus der eigenen Partei (NRW und Brandenburg), hielt er nicht stand. Aus der Klimaabgabe wurde eine von den Stromkunden zu zahlende Subventionierung einer stillen Braunkohlereserve. So mutig wie notwendig war auch das durch die Zweifel an der Sicherheit der Konzern-Rückstellungen motivierte Vorhaben, die KKW-Konzerne per Gesetz zur Nachhaftung für die Kosten von Rückbau der Anlagen und Endlagerung der radioaktiven Abfälle zu

Werkzeuge für den schnellen Handel Um den Kurzfristhandel besser beherrschbar zu machen, haben die Börsen Epex Spot und EEX neue Produkte an den Start gebracht. VON ANDREAS KÖGLER

it der Direktvermarktung drängt immer mehr Strom aus erneuerbaren Energien auf den Handelsmarkt. Über den Day-Ahead-Handel wird die heute

prognostizierte Erzeugung zur Lieferung am kommenden Tag vermarktet, aber die tatsächliche Erzeugung kann immer wieder von der Vorhersage abweichen. Um die fehlenden oder

überschüssigen Mengen auszugleichen, können Marktteilnehmer am Intraday-Handel ihre Positionen glatt stellen. An der Börse Epex Spot wird der so genannte untertägige Handel

verpflichten. Zu wünschen wäre, dass man hier nicht wieder dem Druck der Konzerne nachgibt, die bereits vor zu hohen Belastungen und Existenzgefährdung warnen. Kurz vor Schluss des Jahres sollte nun auch noch die längst überfällige Reform des KWKG vollendet werden. An dem Entwurf hatte es massive Kritik aus der Branche gegeben, vor allem die Kommunalversorger, die das Gros der Anlagen betreiben, fürchteten durch unzureichende Förderungen um den Bestand. Der wurde, auch für die Industrie, nun in einem Kompromiss mit den Koalitionsfraktionen abgesichert. Doch Neuinvestitionen scheinen weiterhin zweifelhaft. Mit den Ländern und insbesondere mit Bayern wurde nach langem Gezerre eine Einigung über den Ausbau des Übertragungsnetzes erreicht. Bei der steuerlichen Förderung der energetischen Gebäudesanierung gelang dies nicht. Da aber in diesem Bereich unbedingt etwas passieren muss, hat die Bundesregierung ersatzweise eigene Förderprogramme wie das Marktanreizprogramm ausgeweitet und eine „Gebäude-Strategie“ verabschiedet – völlig unzureichend, wie Kritiker meinen. Eine noch offene Baustelle ist die Novelle der Anreizregulierungsverordnung, die von den Energiewirtschaftsverbänden seit langem gefordert wird und laut Plan bereits erfolgt sein sollte.

angeboten: Marktteilnehmer können im kontinuierlichen Handel kurzfristige Geschäfte abschließen und die Strommengen noch am selben Tag liefern lassen. Um noch flexibler zu sein, hat die Börse zusammen mit ihrem Clearing-Haus ECC die Vorlaufzeit auf allen Intraday-Märkten Mitte Juli verkürzt. Zuvor variierte die Spanne zwischen Handelsschluss und Lieferzeitpunkt zwischen 45 und

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Sigmar Gabriel: Mehrere Gesetze harren noch ihrer Verabschiedung Dabei geht es um die Investitionen in die Verteilnetze, um sie für die neuen Anforderungen durch die Energiewende fit zu machen. Doch liegen BMWi und die Branche hier nach wie vor über Kreuz. Bereits vorbereitet wird die nächste EEG-Reform. Pilot-Ausschreibungen für die Photovoltaik wurden durchgeführt und heiß diskutierte Eckpunkte zum Ausschreibungsdesign präsentiert. Auch 2016 bleibt noch viel zu tun, unter anderem harren mehrere Gesetze noch ihrer endgültigen Verabschiedung. 

75 Minuten, abhängig vom Land und den Handelsschlusszeiten an den Grenzen, die von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) festgelegt werden. Nun ist der Handel mit Strom in Deutschland, Frankreich und Österreich bis 30 Minuten vor Lieferung möglich. In der Schweiz und bei grenzüberschreitenden Transaktionen läuft der Handel bis 60 Minuten vor Lieferung. An der Leipziger Börse EEX wurde für die Marktteilnehmer ein Produkt entwickelt, um sich gegen Preisspitzen im Intraday-Handel abzusichern. Seit Mitte September gibt es dort mit dem German-Intraday-Cap einen finanziell erfüllten Terminkontrakt. Vermarkter von Windenergie können sich mit dem Cap-Future beispielsweise gegen hohe Preise für Ausgleichskäufe absichern, falls der Windertrag geringer als erwartet ausfällt. Als Auszahlungsschwelle wurden 60 Euro/MWh festgelegt. Ab diesem Wert erhält der Käufer eines Cap-Future für ein am deutschen Intraday-Markt gehandeltes Stundenprodukt vom Verkäufer eine Auszahlung. Die Höhe der Auszahlung entspricht der Differenz zwischen dem Marktpreis der betreffenden Stunden, gemessen durch den ID3-Price, und der Höhe des Caps. Dieser neue Index wird täglich für alle Lieferstunden des deutschen Intraday-Marktes berechnet und von der Epex Spot veröffentlicht. Wie die EEX mitteilte, habe man sich bei der Festlegung der Auszahlungsschwelle an den historischen Preisen der deutsch-österreichischen Day-Ahead-Auktion der Epex Spot orientiert. Im Jahr 2014 lag etwa ein Prozent der Auktionspreise oberhalb von 65 Euro/MWh und rund zwei Prozent der Preise waren oberhalb von 61 Euro/MWh. Mit der Festlegung der Schwelle auf 60 Euro/MWh sei sichergestellt, dass der Cap-Future einerseits nur Stunden mit Preisspitzen am deutschen Intraday-Markt erfasst, gleichzeitig aber regelmäßig eine Auszahlung daraus zu erwarten ist. 

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15. Dezember 2015

Prädestiniert für den Sprint

Bild: Wemag

Die Präqualifizierung von Batterien für den Regelleistungsmarkt war eines der wesentlichen Themen der Speicherszene in diesem Jahr, vor allem nachdem die Übertragungsnetzbetreiber die Bedingungen verschärft hatten. VON FRITZ WILHELM

ie Goldgräberstimmung ist vorbei. Der Markt für Sekundärregelleistung (SRL) hat seine Anziehungskraft weitgehend verloren. Die Preise sind im Keller. Insbesondere mit der Bereitstellung negativer SRL lässt sich kaum noch Geld verdienen. Ein wesentlich attraktiveres Betätigungsfeld ist dagegen die Primärregelleistung (PRL). Das sehen auch viele Betreiber von Batteriespeichern so und wollen ihre Anlagen so schnell wie möglich in den Markt bringen. Sehr gute Voraussetzungen, in diesem Segment erfolgreich zu sein, haben sie allemal. Denn die Regelleistung muss spätestens nach 30 Sekunden vollständig bereitgestellt werden. Mit ihren Reaktionszeiten im Bereich von Millisekunden können die Batterien sogar die Momentanreserve nachbilden, die sich in einem konventionellen Energiesystem die Trägheit der rotierenden Masse von Generatoren zunutze macht, um kurzfristige Frequenzänderungen zu dämpfen.

Steag-Speicher mit insgesamt 90 MW Bereits im vergangenen September konnte die Wemag nach dem ersten Betriebsjahr ihrer 5-MW-Batterie, die vom Berliner Speicherpionier Younicos errichtet wurde, Bilanz ziehen. „Dank stabiler Preise am Primärregelleistungsmarkt und eines optimierten Gebotsverfahrens durch unseren Energiehandel erwirtschaftet der Batteriespeicher ein Jahr nach Inbetriebnahme Umsätze, die weit über den Erwartungen zum Zeitpunkt der Investitionsentscheidung liegen“, sagte Wemag-Technikvorstand Thomas Pätzold auf der Jubiläumsfeier. Dagegen ist die Lithium-Ionen-Anlage des Auricher Windturbinenherstellers Enercon und seines Partners Energiequelle, die mit ihrer hohen Kapazität von 6,5 MWh und einer Leistung über 10 MW für Aufsehen sorgte, im brandenburgischen Feldheim erst relativ kurze Zeit am Netz. Ein noch größeres Projekt soll zwischen Mitte 2016 und Anfang 2017 in Betrieb gehen. Insgesamt 100 Mio. Euro beträgt das Investitionsvolumen, mit dem die Steag an sechs ihrer Kraftwerksstandorte Lithium-Ionen-Batteriesysteme der Firma Nidec mit Zellen von LG installieren will. Die Anlagen mit einer Leistung von jeweils 15 MW, die alle aus Stromrichtern, einem Transformator, Batterien und dem Regelsystem bestehen, werden in Herne, Lünen und Duisburg-Walsum (alle in Nordrhein-Westfalen) sowie in Bexbach, Fenne und Weiher (alle im Saarland) stehen und sollen im Primärregelleistungsmarkt eingesetzt werden.

Für Joachim Rumstadt, Vorsitzender der Geschäftsführung der Steag GmbH, sind Flexibilitätsoptionen im Allgemeinen und Speicher im Besonderen wesentliche Elemente der Energiewende. Er sieht Speicher in einer Schlüsselrolle bei der Übertragung von mehr Verantwortung für die Versorgungssicherheit auf erneuerbare Energien. Deshalb habe sich das Unternehmen für diese Investition entschieden, für die auch keine Fördermittel in Anspruch genommen werden, wie Rumstadt betont. Die Steag geht davon aus, dass durch den Einsatz der Großbatteriesysteme die Steinkohlekraftwerke insgesamt effizienter gefahren werden können. Die damit einhergehende CO2-Ersparnis pro Kraftwerk und Woche liege bei rund 13 000 t. Zur Kapazität der Großbatterien will das Unternehmen keine konkreten Angaben machen. Stattdessen ein Vergleich: Mit den Batteriesystemen könnten rund 300 000 Haushalte für eine Stunde mit Strom versorgt werden. Die Handelsabteilung der Steag versichert, sie seien so dimensioniert, dass sie die

Vorgaben der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erfüllen. Das Verhältnis zwischen Kapazität und Leistung liege jedenfalls über 1:1, und auch das so genannte 30-Minuten-Kriterium werde erfüllt.

EU-Kommission prüft Network Code Vor allem an dieser Vorgabe für die Präqualifikation von Batteriespeichern für den Primärregelleistungsmarkt hatte sich in den vergangenen Monaten eine lebhafte Diskussion entzündet. Die ÜNB hatten Anfang September dieses Jahres in einem Katalog von Mindestanforderungen unter anderem dargelegt, dass ein Betreiber, der ausschließlich Batterien für die Primärregelleistung anbieten möchte, für normale Frequenzverläufe stets eine Eigenreserve vorhalten müsse. Sie sollte ausreichen, um die PRL für mindestens „weitere 30 Minuten“ in positiver und negativer Richtung zu erbringen. Den ÜNB zufolge reiche dafür ein Speicherverhältnis von genau 1 MWh zu

1 MW jedoch nicht aus. Daher hatten sie ein größeres Verhältnis gefordert, etwa 2:1, bei dem dann der Ladestand zwischen 25 und 75 Prozent schwanken dürfe. Der Bundesverband Energiespeicher (BVES) hatte diese Vorgabe heftig kritisiert. Sie entbehre jeder Grundlage angesichts der Anforderungen an die Sekundärregelleistung. Diese startet zur selben Zeit wie die Primärregelleistung und muss schon nach fünf Minuten im erforderlichen Umfang bereit stehen. Ein Nachweis von 15 Minuten sei mehr als ausreichend. Das 30-Minuten-Kriterium sei dagegen nicht gerechtfertigt und stehe einem diskriminierungsfreien Zugang zum Regelenergiemarkt entgegen. Nach einem Ersuchen der EU-Kommission entwickelt die Agentur für die Zusammenarbeit der Energie-Regulierungsbehörden in Europa (ACER) für verschiedene Bereiche des Energiemarktes Verbesserungsvorschläge und formuliert entsprechende Leitlinien. Diese werden von Entso-E, der Vereinigung der europäischen Netzbetreiber,

aufgegriffen und in einem NetzwerkKodex ausgearbeitet. Nun hat die EU-Kommission den von Entso-E erstellten Network Code on Load Frequency Control & Reserves (NC LFCR) veröffentlicht. Dieser beschreibt unter anderem die Grundlagen der Lastfrequenzregelung sowie die Anforderungen an die Regelenergieprodukte. Ursprünglich sollte darin das 30-Minuten-Kriterium enthalten sein. Doch in den letzten Wochen hatte es immer wieder Spekulationen gegeben, es könnte aufgrund rechtlicher Bedenken der Kommission zugunsten der bisher geltenden 15-Minuten-Regelung gekippt werden. Das ist nun tatsächlich geschehen, so dass in diesem wesentlichen Punkt für alle Technologien einheitliche Präqualifizierungsbedingungen herrschen. Nach Auffassung des BVES ist damit ein wichtiges Signal an die Branche gegangen, dem eine rasche Anpassung der Präqualifizierungspraxis in Deutschland folgen müsse. Dann könnten auch zahlreiche Speicherprojekte zügig dem Regelenergiemarkt zur Verfügung stehen. 

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JAHRESRÜCKBLICK

15. Dezember 2015

Auf in neue Höhen

er Nebel wollte sich am vorletzten Oktobertag nicht so richtig verflüchtigen, als auf der Hornisgrinde im Nordschwarzwald die Einweihung eines bemerkenswerten Repowering-Projektes stattfand: Da, wo seit Mitte der 1990er Jahre drei kleine Seewind-Propeller mit zusammen 352 kW Leistung in Betrieb waren, weihte Baden-Württembergs Umwelt- und Energieminister Franz Untersteller (Bündnis 90/Die Grünen) eine Enercon-Windturbine mit 2,3 MW Leistung ein. Dass sich die Planungs- und Genehmigungszeit für diese E82 auf mehr als fünf Jahre summiert hat, ist nicht einmal rekordverdächtig. Aber eine andere Tatsache ist es: Da das Gipfelplateau der Hornisgrinde östlich von Achern (Ortenaukreis) immerhin 1 164 m über dem Meeresspiegel liegt, dürfte diese Maschine die höchstgelegene Windenergieanlage hierzulande sein. Dieses Jahr gab es weitere Projekte in der heimischen Windbranche, die Ausrufezeichen gesetzt haben. Das größte Repowering-Projekt und gleichzeitig der größte Windpark, der in diesem Jahr den Betrieb aufnahm, ging im

brandenburgischen Landkreis Oberspreewald-Lausitz mit einer Leistung von 89,1 MW ans Netz. Diese Modernisierung katapultierte den Windpark Klettwitz, bei dem 27 Vestas-Anlagen mit jeweils 3,3 MW Leistung errichtet wurden, nach einer Übersicht des Internationalen Wirtschaftsforums Regenerative Energien zurück in die Top 10 der leistungsstärksten Windparks Deutschlands. Dieses Ranking hatte Klettwitz zum Zeitpunkt der Einweihung im Jahr 1999 angeführt. Mit einer Leistung von 63 MW galt das Projekt sogar als größter Windpark Europas. Auf eine Leistung von etwas mehr als 52 MW bringt es eine Anlage in Walsrode, die die Stadtwerke Hannover als größtes kommunales Windprojekt in diesem Jahr übernommen haben.

Speicher-Projekte für die Windenergie sind im Kommen Dass die Windtechnik sich in den zurückliegenden Jahren weiterentwickelt hat, zeigt auch eine diesjährige Rekordmarke: Deutschlands höchste Windenergieanlagen wurden nach Auskunft

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Die heimische Windbranche hat ein stürmisches Jahr erlebt, in dem es so manchen Rekord zu feiern galt. VON RALF KÖPKE

des Bundesverbandes Windenergie im südniedersächsischen Gehrde errichtet. Die vier Gondeln der Enercon E-115 im Windpark Drehle bringen es auf eine Nabenhöhe von 149 m, so dass die Gesamthöhe inklusive der Rotorblattlänge bei knapp 207 m liegt. Für die technische Weiterentwicklung der Windenergie steht ein anderes Projekt, das wichtig für deren Systemintegration ist: Um Netze zu entlasten, werden in die ersten Windparks stationäre Speicher integriert. Den mit 10 MW größten Batteriespeicher haben in diesem Sommer der Projektentwickler Energiequelle und der Windturbinenhersteller Enercon gemeinsam in Feldheim, einem Ortsteil der brandenburgischen Kleinstadt Treuenbrietzen, in Betrieb genommen. In dem Regionalen Regelkraftwerk Feldheim (RRKW) sind 3 360 Speichermodule auf Lithium-Ionen-Basis des südkoreanischen Herstellers LG Chem eingesetzt. Die für die Windbranche derzeit größte Speicherbatterie vermarktet Vattenfall für die Primärregelleistung. Unabhängig von diesen technischen Entwicklungen steht fest, dass dieses Jahr hierzulande so viel Windstrom wie noch nie erzeugt wurde: Mit bundesweit 59 Mrd. kWh wurden bereits nach den ersten neun Mo-

Vom Ausschreibungsdesign hängt weiterer Windkraftausbau ab Auf die Frage, ob 2015 auch ein neues Rekordjahr bei den Neuaufstellungen wird, kann es Ende November bei Redaktionsschluss dieser Ausgabe nur eine differenzierte Antwort geben: Wenn die Turbinen an Land und auf See zusammen betrachtet werden, dürfte die Gesamtsumme in Reichweite von 6 000 MW liegen (Vorjahr: 5 279 MW). Das ist vor allem einem deutlichen Plus bei der Offshore-Windenergie zu verdanken. Infolge von teilweise mehrjährigen Verzögerungen beim seeseitigen Netzanschluss gingen seit dem Frühjahr insgesamt

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Branche ohne Perspektive Nachdem der Neubau von Biogasanlagen in Deutschland fast vollständig zum Erliegen gekommen ist, sorgt sich die Branche mit Blick auf das EEG 2016 um den Anlagenbestand. VON MICHAEL PECKA

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naten mehr grüne Windstrom-kWh produziert als im Vorjahreszeitraum (57,4 Mrd). Bis zum Jahresende dürfte noch einiges hinzukommen. Mit dazu beigetragen hat beispielsweise der 18. November, als die Übertragungsnetzbetreiber mit rund 32 600 MW eine neue Rekordeinspeisung vermeldeten. Branchenexperten gehen davon aus, dass die Windkraft in diesem Jahr erstmals mit zwölf bis 13 Prozent einen zweistelligen Prozentbeitrag zur heimischen Stromerzeugung beisteuert.

gleich acht Meereskraftwerke mit über 2 200 W Leistung ans Netz (Vorjahr: 529 MW), ein Ausbauvolumen, das selbst in Großbritannien, Europas Nummer eins bei der Windkraftnutzung auf See, in diesem Jahr bei weitem nicht erreicht wird. Dagegen ist absehbar, dass der letztjährige Ausbaurekord von 4 750 MW an Land in diesem Jahr nicht getoppt wird. Nach Auswertung des Anlagenregisters für die ersten drei Quartale, das auch eine Übersicht über vorliegende Genehmigungen enthält, geht die Fachagentur Windenergie von einem Zubau an Land von etwa 3 600 MW aus, mit Offshore-Wind läge die Neuinstallation dann bei etwa 5 800 MW. Was letztlich unter dem Strich steht, hängt in den verbleibenden Wochen bis zu Silvester vom Wetter ab. Bei heftigen Winden oder gar Schnee dürfte so mancher Windpark in diesem Jahr nicht mehr fertig werden. Auf ein paar Tage früher oder später dürfte es den meisten Betreibern und Investoren nicht ankommen, sie sind darauf erpicht, ihre Mühlen vor allem vor dem Jahresende 2016 am Netz zu haben, wenn hierzulande die Windkraftförderung auf ein Ausschreibungsregime umgestellt wird. Dieser Systemwechsel ist zweifellos der diesjährige Dauerbrenner in der Windbranche gewesen, daran wird sich auch in den ersten Monaten nächsten Jahres nichts ändern. Wenn im Januar, wie geplant, der Referentenentwurf für die EEG-Novelle vorliegen wird, beginnen die Debatten um die entscheidenden Details des Ausschreibungsdesigns. Davon abhängig sein dürfte auch die weitere Windkraftnutzung auf der Hornisgrinde. Bei der Einweihung der neuen Windturbine hatte Bürgermeister Valentin Doll aus dem nahe gelegenen Sasbachwalden angekündigt, er wolle zusammen mit Nachbargemeinden und Bürgern eine weitere Anlage auf dem Bergrücken bauen. „Wenn man es will, dann schafft man es“, gab sich Doll kämpferisch. Solch ein nicht zu erschütternder Optimismus täte der Windbranche in den kommenden Monaten gut, um den zu erwartenden Gegenwinden auf politischer Ebene zu trotzen. 

ereits die Novelle des EEG 2012 führte zu der politisch gewünschten Verlangsamung des Zubaus an neuen Bioenergieanlagen. Dass 2014 überhaupt noch neue Biogasanlagen in Betrieb genommen wurden, lag an der Endrallye derer, die vor dem Inkrafttreten des EEG 2014 ans Netz gegangen sind, um noch ins lukrativere EEG 2012 zu fallen. In diesem Jahr wurden wie erwartet bundesweit etwa 200 neue Biogasanlagen in Betrieb genommen – weniger als die Hälfte im Vergleich zu 2012. „Die meisten“ der 2015 neu installierten Biogasanlagen

„waren Güllekleinanlagen mit einer elektrischen Leistung von nur 75 kW, außerdem ein paar wenige größere Vor-Ort-Verstromungsanlagen auf Basis nachwachsender Rohstoffe und Wirtschaftsdünger sowie Abfallvergärungs- und Biomethan-Einspeiseanlagen“, sagte Horst Seide, Präsident des Fachverbandes Biogas (FvB) im November. In der Summe bringen es die Neuanlagen seinen Angaben zufolge auf 36 MW elektrische Gesamtleistung. Davon seien 19 MW arbeitsrelevant und 17 MW flexible Leistung, die bei Bedarf zur Verfügung stehe. Das Bundeswirtschaftsministerium sieht derzeit dennoch keine Notwen-

digkeit, dem darbenden Bioenergiemarkt mit einer Anschlussregelung aus der Patsche zu helfen. Laut dem Eckpunktepapier EEG-Novelle 2016 vom 25. November hat die „Marktanalyse ergeben, dass eine Ausschreibung allein für neue Anlagen wegen der begrenzten Potenziale und der Kostenstruktur nicht sinnvoll ist“. Anders sehe die Lage bei den Bestandsanlagen aus: Hier wird die Förderung ab 2020 schrittweise auslaufen und fast alle diese Anlagen dürften ohne eine Anschlussförderung aus wirtschaftlichen Gründen nicht weiter betrieben werden, schreibt das BMWi. Ausschreibungen für eine Anschlussförderung könnten bewirken, dass die kostengünstigsten und effizientesten Bestandsanlagen weiter betrieben sowie flexibilisiert und modernisiert werden. Wie dies kostengünstig erreicht werden kann, werde derzeit geprüft. „Daher enthält das EEG 2016 erste Eckpunkte sowie eine Verordnungsermächtigung, damit eine gemeinsame Ausschreibung für neue, bestehende und erweiterte Biomas-

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15. Dezember 2015

Erfolgreicher Start in ein Großprojekt

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Auch in der Gaswirtschaft standen die Zeichen im Jahr 2015 auf Veränderung. VON PETER FOCHT

it einem erfolgreichen ersten Testlauf in der Lüneburger Heide startete zum 1. Oktober die so genannte Marktraumumstellung, der Wechsel von L-Gas zum energiereicheren H-Gas. Die Brennstoffumstellung wird in weiten Teilen Nordwestdeutschlands nötig, weil die L-Gas-Förderung in Norddeutschland und in den Niederlanden stark zurückgehen wird. Im Netzgebiet der Stadtwerke Schneverdingen-Neuenkirchen ist der Wechsel „geräuschlos und ohne größere Probleme verlaufen“, wie Geschäftsführer Jörn Maurer berichtet. Genau nach Plan war die Aktion, bei der etwa 7 000 Gasgeräte umgestellt oder ausgetauscht werden mussten, nach etwa sechs Wochen abgeschlossen. Danach waren noch einige Qualitätskontrollarbeiten zu erledigen und Rechnungen zu stellen. „Ende des Jahres ist dann aber das ganze Projekt vom Hof“, hieß es aus Schneverdingen. Die Marktraumumstellung sei das derzeit größte und anspruchsvollste Infrastrukturprojekt im deutschen Erdgasmarkt, erklärte Gasunie Deutschland. Der Netzbetreiber hatte dafür zu sorgen, dass pünktlich zum 1. Oktober H-Gas nach Schneverdingen geliefert werden

konnte. Ziel ist, alle bislang mit L-Gas belieferten Gebiete bis zum Jahr 2030 komplett auf H-Gas umzustellen und fit für die Zukunft zu machen. Im nächsten Jahr ist das Gebiet Walsrode und Fallingbostel mit dem Wechsel dran.

seanlagen entwickelt werden kann“, heißt es in dem Papier. Mit der vorgeschlagenen Verordnungsermächtigung wird „das Thema auf die lange Bank geschoben“, befürchtet Claudius da Costa Gomez. „Um die Stilllegung tausender Bioenergieanlagen zu verhindern, braucht die Branche jetzt eine Zukunftsperspektive. Anschlussregelungen müssen schon während der kommenden EEG-Novelle eingeführt werden, nicht erst mit einer Verordnung, die womöglich erst in den nächsten Jahren umgesetzt wird“, betonte der Hauptgeschäftsführer des FvB. Im Gegensatz zur Branche der Erneuerbaren, die Auktionen zur Förderung von Windenergie, Phovoltaikdachanlagen und Wasserkraft ablehnt, spricht sich die Biogas-Lobby für ein Ausschreibungsmodell aus. „Bevor wir uns im Kampf gegen das ungeliebte Instrument Ausschreibungen abarbeiten, in das sich der Vizekanzler und Chef des Bundeswirtschaftsministeriums sowie weitere wesentliche Politikentscheider verliebt haben, versuchen wir lieber, die Rand-

bedingungen zu unseren Gunsten zu gestalten“, argumentiert da Costa Gomez. Unterstützung erhält die BiogasLobby aus Bayern, Thüringen und Rheinland-Pfalz. Die Länderinitiative hat sich in der Sitzung des Bundesrates am 27. November mit einem Entschließungsantrag für ein Ausschreibungsmodell eingesetzt. „Der Bundesrat weist darauf hin, dass die Bioenergie Strom verlässlich, flexibel und bedarfsgerecht zur Verfügung stellen kann. Mittelfristig hat daher die Biomasse mit steigendem Anteil der fluktuierenden erneuerbaren Energien eine besondere Bedeutung als Systemdienstleister“, heißt es in dem Papier. Die drei Bundesländer sind daher der Auffassung, „dass Ausschreibungen eine Chance bieten, bereits bei der EEG-Reform 2016 ein entsprechendes Marktdesign mit wirtschaftlichen Perspektiven sowohl für Neu- als auch für Bestandsanlagen umzusetzen“. Ziel der Bundesregierung ist, das Gesetzgebungsverfahren im Sommer 2016 abzuschließen. 

Hausbesitzer setzen weiter auf Gas zum Heizen Auf einen Wandel stellt sich die Branche auch im Hinblick auf ihren Gasabsatz ein. Die Zahlen für das Jahr 2014 – der Verbrauch in Deutschland sackte auf eine seit 1995 nie erreichte Marke von 823 Mrd. kWh ab – machten dies noch einmal deutlich. Auch wenn dieser extreme Einbruch zu einem guten Teil der milden Witterung zuzuschreiben war, musste der Branchenverband BDEW selbst nach einem leichten Verbrauchsanstieg im weniger milden ersten Halbjahr 2015 einräumen, dass ihr Erdgasabsatz in Deutschland nur noch „deutlich unter dem Durchschnittswert der vergangenen zehn Jahre“ liegt. Der Abwärtstrend dürfte sich fortsetzen, denn die Bundesregierung baut auch am Wärmemarkt auf starke Verbrauchsreduzierung und erneuerbare Energien. Da rund 35 Prozent des Endenergieverbrauchs und rund ein

Drittel der Treibhausgasemissionen in Deutschland auf den Gebäudebereich entfallen, seien Energieeinsparung und erneuerbare Energien zur Wärmeerzeugung der Schlüssel für eine erfolgreiche Energiewende, hieß es Anfang

November bei der Vorstellung der Energieeffizienzstrategie Gebäude durch das Bundeswirtschaftsministerium. Die Haus- und Wohnungseigentümer sind indes auf diesen Kurs noch nicht ganz eingeschwenkt und hielten der Erdgasheizung auch im Jahr 2015 die Stange. Fast die Hälfte aller Wohnungsneubauten (49,6 Prozent) wurde nach Angaben des Branchenverbandes BDEW im ersten Halbjahr 2015 mit einer Erdgasheizung ausgestattet. Auch im Gebäudebestand bleibt Erdgas beliebt: Ebenso fast die Hälfte (49,3 Prozent) der 40,8 Millionen Wohnungen wurden im letzten Jahr mit Erdgas beheizt. Die Gasversorger sind also relativ erfolgreich in ihrem Bemühen, zumindest für die Übergangszeit hin zu einer erneuerbaren Wärmeversorgung im Geschäft zu bleiben. Sie warben auch 2015 offensiv für Erdgassystemlösungen als sichere, individuelle und bezahlbare Techniken, die schon heute einen wesentlichen Beitrag zur sozialverträglichen Modernisierung im Heizungsbestand leisteten. Erheblich verändert hat sich auch die Unternehmenslandschaft auf der Gasimport- und Großhandelsebene. Seit Ende September ist das Kasseler Gashandelsunternehmen Wingas eine 100-Prozent-Tochter des Gas-

konzerns Gazprom. Die Russen entschieden sich überraschenderweise doch noch dafür, den 50-Prozent-Anteil der BASF-Tochter Wintershall im Tausch gegen Anteile an Gasfeldern in Sibirien zu übernehmen, nachdem sie den Deal Ende 2014 wegen der politischen Spannungen zwischen Russland und dem Westen abgeblasen hatten. Den Kurswechsel zurück zum Geschäft mit Deutschland und Westeuropa bekräftigte Gazprom durch das Forcieren der Pläne zur Erweiterung der Ostseepipeline Nord Stream. Seit Anfang September steht das Konsortium aus Gazprom, Eon, Wintershall, OMV, Engie und Shell, das die Leitung bis 2019 um zwei Stränge ergänzen und die Transportkapazität damit verdoppeln will. Ein Gesellschafterwechsel stand auch der Leipziger Verbundnetz Gas AG ins Haus. Der Oldenburger Energieversorger EWE verkaufte im Oktober seine zuletzt noch durch Anteile von Wintershall und Gazprom aufgestockte VNG-Mehrheitsbeteiligung an die Energie Baden-Württemberg AG. Die EnBW wird damit zum drittgrößten Gasanbieter in Deutschland auf der Großhandelsebene. der Konzernchef setzt auf Erdgas als wichtigen Bestandteil der Energiewende. 

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15. Dezember 2015

Solar: Dramatischer Einbruch

diesem Jahr der von der Bundesregierung angestrebte Ausbaukorridor von 2 400 bis 2 600 MW wiederholt deutlich verfehlt. Welch eine Entwicklung: Im vierten Jahr der offiziell ausgerufenen Energiewende bricht der Solarausbau dramatisch ein. Als Folge des niedrigen Zubaus musste die Bundesnetzagentur (BNetzA) die Fördersätze für PV-Anlagen erstmals Ende September nicht absenken. Damit verharren die Sätze vom 1. Oktober bis zum 1. Dezember auf der derzeitigen Höhe – je nach Anlage – zwischen 8,91 und 12,7 Ct/kWh. Vielleicht erweisen sich die Dächer in den Städten als lukrativer für Anbieter. Der BSW-Solar ist sich jedenfalls sicher, dass Eigenverbrauchsmodelle künftig die Treiber auf dem deutschen Markt sein werden. Derzeit koste Solarstrom zum Teil nur noch 9 Ct/kWh. Das Fraunhofer ISE schätzt, dass bis 2025 die Photovoltaik-Gestehungskosten bei rund 5 Ct/kWh liegen, 2050 dann bei 3 Ct/kWh. Am deutlichsten zeigt sich dies wohl bei den Mieterstrommodellen. Die Polarstern GmbH aus München bietet zum Beispiel bundesweit Mieterstrommodelle an, bei denen Photovoltaikanlagen mit Blockheizkraftwerken kombiniert werden. „Mieterstrom ist eine große Chance für die Energiewende, weil es für die Kunden einfach und finanziell attraktiv ist – für Immobilienbesitzer genauso wie für Mieter“, sagte Polarstern-Mitbegründer Florian Henle. Auch die Naturstrom AG mit Sitz in Düsseldorf sieht auf dem Markt ein Wachstumspotenzial. Deshalb haben

Nichts erhitzte die Gemüter in der Solarbranche dieses Jahr mehr als das Ausschreibungsmodell. Dass der Solarausbau dramatisch eingebrochen ist, wurde darüber fast vergessen. VON HEIDI ROIDER

mit 8,49 Ct/kWh lag deutlich unter der EEG-Förderung für im August 2015 in Betrieb genommene Freiflächenanlagen von 8,93 Ct/kWh. In der ersten Ausschreibungsrunde lag der durchschnittlich bezuschlagte Wert noch bei 9,17 Ct/kWh. Es kristallisiert sich jedoch auch heraus, dass kleinere

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• Elektron. Einsetzung neuer Bevollmächtigter

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eim Thema Freiflächenausschreibung für Photovoltaik (PV ) hat zumindest die schwarz-rote Regierungskoalition ihr wesentliches Ziel erreicht: die Kostensenkung bei der Förderung. Der einheitliche Zuschlagswert der zweiten PV- Freiflächenauschreibungsrunde

Bieter kaum Chancen haben in dem derzeitgen Modell – das Gros der Zuschläge fiel in den ersten beiden Runden vorwiegend auf größere Gebote. Der Erhalt der Akteursvielfalt, zu dem sich Schwarz-rot mit der letztjährigen EEG-Novelle verpflichtet hatte, ist damit hinfällig. Die Solarbranche befürchtet deshalb einen Verteilungskampf. „Diese Entwicklung ist bereits im vollem Gange“, betonte Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW-Solar) im Herbst auf einer Eurosolar-Veranstaltung. Mit den Ausschreibungen werde nicht nur die Bürgerenergie kaputt gemacht, sondern die gesamte Energiewende, wetterte Eurosolar-Vizepräsident Stephan Grüger bei gleicher Gelegenheit. Der diesjährige Zubau erreicht indes wahrscheinlich nicht einmal den Vorjahreswert von 1 953 MWp. Ende September waren gerade einmal 1 167,25 MWp installierte Leistung neu hinzugekommen – davon entfielen in diesem Jahr über 400 MWp auf PV-Freiflächenanlagen. Damit wird auch in

die Rheinländer die Hamburger Grünstromwerk GmbH übernommen, um die Aktivitäten im Endkundenbereich auszubauen, außerdem läuft seit September eine Kooperation mit dem Projektierer Wirsol. Auch die Eon Energie Deutschland GmbH will als Spätstarter im PVGeschäft Fuß fassen. „Wir setzen dabei nicht nur auf Zubau, sondern auch auf die Optimierung der über 1,5 Millionen bestehenden Anlagen“, sagt Franco Gola, Leiter Energielösungen Photovoltaik von Eon Energie Deutschland. Das PV-Angebot des Konzerns beginnt bei einem Rundum-sorglos-Paket für private Hausbesitzer einschließlich Investitions- und Wirtschaftlichkeitsberechnung, Beschaffung der Anlagen, Installation durch Fachbetriebe, Inbetriebnahme sowie Versicherung gegen alle möglichen Gefahren. Als Ergänzung gibt es Stromspeichermodule. Jede dritte PV-Anlage werde inzwischen mit einem Speicher verkauft. Volker Quaschning, Professor für regenerative Energiesysteme an der Hochschule für Technik und Wirtschaft in Berlin, sieht ebenfalls weiterhin große Potenziale für Photovoltaik und fordert eine Beschleunigung des zuletzt eher gemächlichen Ausbaus. Der Vorteil der PV-Technik für die Stadt sei, dass sie Strom dort produziert, wo er gebraucht wird. Wenn Photovoltaik jedoch weiter im derzeitigen Tempo ausgebaut werde „brauchen wir für die Energiewende 150 Jahre“, warnte Quaschning Ende August in Berlin. 

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CONSULTING

15. Dezember 2015

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Noch nicht immer digital exzellent Wie können sich Stadtwerke auf die zunehmende Nutzung digitaler Technik besser vorbereiten? Mehrere Berater geben Tipps. VON ARMIN MÜLLER

ie Veränderung der Wirtschaft und vieler Bereiche des täglichen Lebens hin zu mehr Digitalisierung macht auch in der Energiewirtschaft neue Strukturen notwendig. Die wurden dort (und anderswo) bisher meist noch nicht realisiert, stellt das Beratungshaus Sopra Steria Consulting in einer im Herbst veröffentlichten Studie fest. Aber: Energieversorger haben die Wichtigkeit der digitalen Transformation erkannt und messen ihr eine höhere Bedeutung zu als andere Wirtschaftszweige, loben die Berater. Laut der Studie „Digitale Exzellenz“, die Sopra Steria zusammen mit der Universität Hamburg erstellt hat, zeigen die Mitglieder der Energiebranche ein besonders hohes Bewusstsein dafür, dass ihr Unternehmen auf die Sammlung und Verarbeitung großer Datenmengen aus unterschiedlichen Quellen vorbereitet werden muss. Allerdings sei ihnen auch bewusst, dass sie von dem Ziel, die so genannte „digitale Exzellenz“ zu erreichen, noch ein gutes Stück entfernt sind. „Die Investitionen in die digitale Transformation konzentrieren sich in der Energiewirtschaft aktuell auf wenige Leuchtturmprojekte“, konstatiert Norbert Neumann, Direktor Energieversorgung bei Sopra Steria Consulting. „Die Mehrheit der Unternehmen wartet ab und sondiert die Lage. Von bahnbrechenden Entscheidungen und deren Umsetzung sind die meisten Energieversorger noch ein gutes Stück entfernt.“

Zwei Geschwindigkeiten Was zu tun ist, damit Unternehmen für die digitale Zukunft gewappnet sind, haben die Berater ebenfalls zusammengetragen. Ein wichtiger erster Punkt ist dabei, die IT-Infrastruktur so zu modernisieren und durch modularen Aufbau flexibel zu gestalten, dass sie sich schnell künftigen Anforderungen anpassen lässt. Das haben die untersuchten Unternehmen durchaus erkannt, knapp die Hälfte der Befragten quer durch alle Branchen schätzt, dass weiterhin erhebliche Investitionen in die Modernisierung der IT notwendig sind. Nicht alle IT-Bausteine müssen allerdings im gleichen Tempo ver-

ändert werden. Für die Bereiche, die über das E-Business in Kontakt mit den mobilen Kunden sind, sind häufigere und schnellere Anpassungen nötig als bei den komplexen Systemen im Hintergrund. Die Consulter schlagen deswegen eine Anpassung in zwei verschiedenen Geschwindigkeiten vor, ein so genanntes „Two Speed Alignment“. Über alle befragten Branchen hinweg seien es oft die langwierigen Entscheidungsprozesse, die schnelle Anpassungen behindern. Um schneller zur digitalen Exzellenz zu gelangen, empfehlen die Berater außerdem, Innovationslabore einzurichten, in welchen interdisziplinäre Teams frei vom Alltagsgeschäft nach neuen Lösungen suchen sollen. Getestet werden diese dann in digitalen Leuchtturmprojekten, von denen viele bereits laufen. Diese sind für den künftigen Umbau der Unternehmen wichtig, aber noch nicht die eigentliche umfassende digitale Transformation, mahnen die Autoren der Studie.

Beispiele beobachten und analysieren Lernen können Unternehmen die digitale Umsetzung von Geschäftsmodellen unter anderem auch durch die systematische Beobachtung von Startups, schreiben die Berater. Wenn man deren Aktivitäten analysiere und bewerte, könne auch ein großes Unternehmen aus den neuen Ideen Nutzen ziehen. Eventuell kann man dann mit geeigneten Kandidaten kooperieren oder sie übernehmen. Schon aus den genannten Tipps und Beispielen wird deutlich, dass die digitale Transformation eines Unternehmens in der obersten Führungsebene entschieden und vorangetrieben werden muss. Führungskräfte sehen sich auf diese Aufgabe noch nicht gut vorbereitet, haben die Berater von Sopra Steria Consulting in ihrer Befragung festgestellt. Verbesserungspotenziale in den Unternehmen gibt es auch, was die Nutzung des Internets für Vertrieb und

Kundenkommunikation angeht. Hier hat die auf die Erarbeitung und Umsetzung digitaler Konzepte spezialisierte Agentur Aquarius untersucht, wie weit insbesondere die Energieversorger auf dem Feld des so genannten E-Commerce schon sind. Das Ergebnis ist ähnlich wie bei der digitalen Exzellenz: Die EVU haben das Potenzial des Mediums erkannt und sind seit Jahren mit Internetangeboten präsent. Allerdings gibt es durchaus noch Verbesserungspotenzial.

Auf die Größe der Smartphones einstellen Das gilt insbesondere für die Nutzung von Informationen auf mobilen Endgeräten und für die Kommunikation auf Social-MediaKanälen. Immer mehr Informationen werden von den Kunden über Smartphones abgerufen und auch an die Unternehmen gesendet. Eine Internetseite, die sich in ihrer Ladezeit und ihrer Optik nicht den kleinen Bildschirmen anpassen kann, verschreckt die potenziellen Kunden: „Durchschnittlich drei Sekunden Ladezeit akzeptiert ein Internetuser für eine aufgerufene Webseite. Nimmt der Ladevorgang mehr Zeit in Anspruch, springen 65 Prozent der Nutzer direkt ab und versuchen ihr Glück bei der Konkurrenz“, stellt Aquarius fest. Ähnliches gilt für die grafische Gestaltung: 70 Prozent der Smartphone-User verlassen die Seite sofort wieder, wenn sie nicht für den mobilen Gebrauch optimiert ist. Unternehmen, die im Internet erfolgreich ihre Kunden ansprechen wollen, müssen also ihre digitalen Angebote regelmäßig auf den Prüfstand stellen und den neuesten Entwicklungen anpassen. Mit einem großen zeitlichen und personellen Aufwand muss derjenige kalkulieren, der seine Internet-Kommunikation auch in sozialen Medien wie Facebook oder Twitter betreibt. Diese funk-

tioniert nämlich nur dann gut, wenn sehr schnell und individuell auf Anfragen geantwortet wird. Dafür müssen genügend Mitarbeiter zur Verfügung stehen, die den elektronischen Dialog führen können. Ob sich mit dieser personalintensiven Maßnahme auch kostendeckende Umsätze erzielen lassen, können die Autoren der Studie nicht sagen. Sie geben aber den Hinweis, dass nicht jeder Energieversorger jeden Kommunikationskanal bedienen muss. Zu ermitteln sei deswegen, über welche Dialogformen er seine Zielgruppe am effektivsten erreichen kann. Das Beobachten des User-Verhaltens und die darauf aufbauende Optimie-

rung des eigenen Internetauftritts sind die ersten Schritte für eine verbesserte Nutzung des Internets als Vertriebskanal. Lernen könne man hier auch von Anderen durch das Beobachten digitaler Trends inner- und außerhalb der Branche, betont Aquarius. Wichtig sei zudem, die digitale Kommunikation als Teil eines Gesamtkonzeptes zu betrachten, für jede Maßnahme Erfolgskenngrößen festzulegen, die auch regelmäßig überwacht werden, sowie zu berücksichtigen, dass Nutzer emotional auf Gestaltung und Inhalte reagieren. Hier können Fehler Abschlüsse verhindern, mahnen die Autoren der Untersuchung. 

Ansprechpartner: Herr Mark Küper phi-Consulting GmbH Lise-Meitner-Allee 2 44801 Bochum

Tel.: +49 234 43897-0 Kueper@phi-consulting.de www.phi-consulting.de

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Wir machen Ideen zu Innovationen!

CONSULTING

15. Dezember 2015

Neue Berater für den Energiemarkt 2015

Der Markt für die Unternehmensberater wächst weiter. In diesem Jahr haben wir aus Platzgründen nur die Neuzugänge aufgelistet. Die Tabelle 2014 ist weiterhin online unter www.energie-und-management.de verfügbar. VON ARMIN MÜLLER Organisationsund Prozessberatung

Internet

Energieforen Leipzig GmbH

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Nera Economic Consulting

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EnergieMarkt Beratungsgesellschaft mbH

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Energiehandel und Vertrieb, Portfoliomanagement, Risikomanagement, Customizing und Betrieb von EDM-Systemen, Prozessanalyse und -optimierung, Entwicklung von Organisationsstrukturen

certigo GmbH

www.certigo.de

Strategische Informationssicherheit, IT-Security, Datenschutz, Risiko- und Compliance-Management

DEVnet GmbH

www.devnet.de

Entwicklung analytischer und statistischer Verfahren zur Analyse von Märkten und Geschäftsprozessen

Terveer Consulting

www.terveer-consulting.de

Optimierung kaufmännischer Geschäftsprozesse, Entwicklung prozessoptimierter IT-Lösungen, Aufbau von ITArchitekturen, Projektmanagement

Fichtner IT-Consulting.de

www.fit.fichtner.de

Gerlach, Porst + Steiner GmbH

www.gps-consulting.com

buw consulting GmbH

www.buw-consulting.com

Utiligence GmbH

www.utiligence.de

Fuventure GmbH

www.fuventure.de

next level holding GmbH VKU Consult GmbH

IT-Beratung

Marketingmanagement, Vertriebsstrategien, Kundendaten-Analytik, Markt- und Kundensegmentierung, Innovationsmanagement, neue Geschäftsmodelle, Marktforschung, Prozessoptimierung Konzeption und Aufbau von White-Label-Strom-/Gasprodukten, Vertriebspartner-Management, Unterstützung im bundesweiten Strom- und Gasvertrieb, Workshops für Vertrieb und Kundenservice, Produktmanagement

Unternehmensbewertung, Wertmanagement, Transaktionsberatung, Fusionen und Akquisitionen, Restrukturierung, Beratung für CFO und Finanzexperten

Netzannalyse und Hilfe bei der Optimierung von Verteilnetzen; baut auf den Erfahrungen des Projektes Irene in Wildpoldsried auf

s s

Strategie- und Organisationsentwicklung, Prozessoptimierung, Digitalisierung, Beratung bei IT-Management und IT-Strategie, Smart Metering und Gateway-Administration, Restrukturierung und Transformation

Beratung und Software für mathematische und stochastische Optimierung in der Energiewirtschaft Ökonomische Sachverständigentätigkeit in Gerichts- und Schiedsverfahren, Regulierungsberatung, Marktmodellierung, Politikberatung, Risikobewertung, kartellökonomische Fragen

IT-Strategien, Daten- und Systemintegration, IT-Organisation, IT-Auswahl, Geolösungen und branchenorientierte Anwendungen

Beratungsschwerpunkte / Bemerkungen

Markt-, Kunden- und Wettbewerbsstudien, Strategie und Innovation im Konvergenzbereich Energie, IT und Telekommunikation; digitale Geschäftsmodelle, Kundenwert-Management, Vertrieb, Marketing, neue Medien

Strategie und Organisation rund um Kundenbeziehungen,Vertrieb und Marketing Beratung zu energiewirtschaftlichen Prozessen, Erstellen einer IT-Strategie, Unterstützung bei Softwareprodukt- und Lieferantenauswahl

Unterstützung beim Aufbau dezentraler Energiesysteme, beim Demand Side Management, bei der Effizienzberatung

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www.vku-consult.de

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Identfiziert Beratungsbedarf bei Mitgliedsunternehmen und vermittelt passende Berater

Agil zu neuen Strategien Neue Herausforderungen brauchen neue Herangehensweisen – und einen Transformationsprozess. Wie der ablaufen kann, schildert Karsten Knechtel*.

ie Energiewirtschaft ist im Wandel, und in einer solchen Phase des Umbruchs lohnt sich mehr denn je ein Blick auf andere Branchen, die bereits seit längerer Zeit mit rasanten Entwicklungen im Wettbewerb, mit immer neuen Technologietrends und veränderten Kundenwünschen konfrontiert sind. Bei der dazu notwendigen Strategieentwicklung und -umsetzung hilft ein neuartiger Prozess: Statt einer langwierigen Analyse und Planung, die Schritt für Schritt umgesetzt wird (um final festzustellen, dass man doch falsch lag), bietet ein agiles Vorgehen die Möglichkeit, durch Teilschritte, regelmäßige Reflexion und Anpassung schneller und flexibler auf Veränderungen reagieren zu können.

Am Anfang eine Bestandsaufnahme

Am Anfang eines agilen Strategieprozesses steht eine Bestandsaufnahme: Was ist der Status Quo des Unternehmens und welche Zukunftsszenarien könnte der Markt bereithalten? Gleichzeitig muss in dieser Erstaufnahme auch ein Bild vom „Inneren“ des Unternehmens skizziert werden. Ist

diese erste, möglichst kurz zu haltende Analysesequenz abgeschlossen, wird sie erst wiederholt, wenn sich die Umstände stärker verändert haben. Diese Basisanalyse ist wichtig für die Entwicklung einer Strategy Map, also einer Ziellandkarte, die die Gesamtvision definiert, welche durch verschiedene strategische Ziele erreicht werden soll. Eine Strategy Map wird nicht allein durch die oberste Führungsebene, sondern durch ein heterogenes Strategieteam entwickelt. Sie muss mit ihren konkreten Zielen auf eine DIN A4-Seite passen, damit sie im gesamten Unternehmen bekannt gemacht werden kann. Zur Zielerreichung werden Initiativen ausgewählt, nach Prioritäten sortiert und Schritt für Schritt umgesetzt. Die Mitglieder des Strategieteams übernehmen auch die Verantwortung für die Umsetzung. Um die angestrebten Veränderungen realisieren zu können, muss durch offene Kommunikation bei jedem Mitarbeiter ein Verständnis für die Strategie erzeugt werden. Dadurch wird die Motivation im Unternehmen gestärkt, und es entsteht eine nachhaltige Gemeinschaft. Der Arbeitnehmer kann sich hier verwirklichen, er möch-

te in der Regel nicht ausschließlich ausführende Kraft sein. Bei alledem bedeutet ein solcher Kulturwandel jedoch keinesfalls das Aufgeben von Strukturen oder den Verlust organisatorischer Ordnung. Das agile Vorgehen, das in anderen Branchen bereits Vorbilder hat, lässt sich genauso auch in der Energiewirtschaft einsetzen. Um zu prüfen, ob Ihnen ein neuer Tranformationsprozess weiterhelfen kann, fragen Sie sich Folgendes: • Dauert die Umsetzung Ihrer Strategie so lange, dass Markt und Kunde längst wieder andere Anforderungen haben? • Scheitern vielversprechende strategische Ideen an ihrer Umsetzung? • Haben Sie mehr als genügend Einfälle, die Sie umsetzen möchten, wissen aber nicht, welche am wichtigsten sind, und sind Sie noch mit keiner Ihrer Ideen schon in fortgeschrittener Umsetzung? • Kennen Ihre Mitarbeiter die strategischen Ziele?

Wenn Sie nur eine dieser Fragen mit „Ja“ beantwortet haben, kann der agile Strategieprozess Abhilfe schaffen. Viele Themen beschäftigen aktuell die Energiewirtschaft, für die ein wendigeres, agileres, Wirtschaften von Vorteil wäre. Einige EVU haben inzwischen begonnen, einzelne agile Managementansätze einzuführen. Bei einem Referenzprojekt wurde die wesentliche Ausrichtung des Fachbereichs Vertrieb in einer Strategy Map skizziert. Da raus abgeleitete Produktinnovationen wurden nach Prioritäten geordnet und nach einer erfolgreichen Pilotierung in die operative Realisierung überführt. In einem anderen agilen Vorreiterprojekt werden strategische Initiativen zur Reorganisation des Vertriebes konzipiert, regelmäßig nach Relevanz für die Erreichung strategischer Gesamtziele geordnet und in Teilschritten umgesetzt. Der jeweilige Verantwortliche aus dem Strategie- bzw. Steuerungsteam kann bei der Verwirklichung auf ein Expertenteam zurückgreifen, erhält also unmittelbar die operativ gespiegelte Antwort auf strategische Konzepte.

Ständige Überprüfung und Anpassung

Jeder Teilerfolg aus den relativ kleinen Umsetzungsintervallen wird fortwährend überprüft und, sofern notwendig, den Umständen entsprechend angepasst. War beispielsweise ein Prototyp an sich erfolgreich, ist es

aber nötig, erst eine andere Initiative (beispielsweise den Ausbau interner Kompetenzen im Bereich Smart Meter, Zentralisierung des Vertriebsinnendienstes) vor zu ziehen, so kann kurzfristig durch neue Prioritätensetzung darauf reagiert werden. Der Umsetzungsprozess gerät nicht ins Stocken, und Ressourcen werden dort eingesetzt, wo sie am dringendsten benötigt werden. In einem anderen Fall wurde eine Initiative zwar vielversprechend initiiert, war aber im Licht veränderter Rahmenbedingungen nicht mehr attraktiv genug und konnte dann rasch abgebrochen werden. Im Laufe der Zeit werden weitere Auswirkungen des neuen Vorgehens deutlich: Durch sichtbare Teilerfolge und ein Verständnis der Zusammenhänge (also wie sich eine Aufgabe auf die gesamte Ausrichtung des Fachbereichs auswirkt) steigt bei den Mitarbeitern die Motivation, die Zukunft durch innovative Ideen mitzugestalten. Eine „Agilisierung“ eines bislang eher klassisch aufgestellten Unternehmens ist allerdings nicht immer ganz einfach umsetzbar. Es bedarf dazu eines klaren Engagements der Führungsebene und der Bereitschaft, die erforderliche Zeit in den Strategieprozess zu investieren. Nur so kann sichergestellt werden, dass das Handeln immer entlang der Strategie verläuft und dass die Mitarbeiter mitgenommen werden.  * Karsten Knechtel, Geschäftsführer Process Management Consulting GmbH, München

Quelle: E&M

Strategieberatung

Unternehmen

CONSULTING

Sicherheits-Aktivitäten gefordert Seit diesem Sommer gelten neue und umfangreiche Regularien im Bereich Informationssicherheit. Christopher Helbig und Michael Niehenke* zeigen, worauf es bei der Umsetzung ankommt.

ine verbreitete Fehleinschätzung insbesondere in der Führungsebene ist, dass die Verantwortung für ein Informationssicherheits-Managementsystem (ISMS) bei der IT-Abteilung eines Unternehmens liegt. Bei genauerer Prüfung der Inhalte der ISO/IEC27001-Standards, die den Rahmen für die Zertifizierung setzen, wird deutlich, dass die Verantwortung für ein ISMS nicht bei der IT-Abteilung liegen kann, sondern bei der Geschäftsleitung liegen muss. Denn die ISO/IEC 27001 stellt die Anforderung an die Geschäftsleitungsebene, das ISMS sowohl zu steuern als auch dessen Effektivität zu verantworten und zu überwachen. Eine der ersten Entscheidungen, die im Rahmen einer ISMS-Einführung getroffen werden muss, ist die Benennung eines Informationssicherheits-Beauftragten (ISBE). Bei der Abwägung, ob diese Stelle nun intern geschaffen oder ob externe Unterstützung eingekauft werden soll, spielen, wie so oft, auch finanzielle Aspekte eine Rolle. Fakt ist: Zur Einführung eines ISMS benötigt man tiefgehende Kenntnisse zum ISO/IEC 27001-Standard und Erfahrung im Betrieb eines ISMS. Ist geplant, einen internen Mitarbeiter mit den Aufgaben des Informationssicherheits-Beauftragten zu betrauen, ist dringend angeraten, diesen mit umfangreichen Kenntnissen auszustatten. Schulungen, Seminare, Workshops oder Kooperationsmodelle: All dies sind Möglichkeiten, die Inhalte der ISO/IEC 27001 kennenzulernen sowie Best-Practice-Methoden und -Erfahrungen auszutauschen. Fundierte Praxiserfahrungen lassen sich jedoch nicht in der Kürze eines Workshops vermitteln.

Erfahrung aus anderen Management-Systemen nutzen

bei denen die Aufgaben des Beauftragten keine Vollzeitstelle füllen, ist die Beauftragung eines Externen an dieser Stelle sinnvoll. Oft haben Unternehmen bereits ein oder mehrere Managementsysteme eingeführt, sei es nun ein Qualitätsmanagementsystem, ein Umweltmanagementsystem oder ein Servicemanagementsystem. Immer wieder findet man in Unternehmen einzelne Managementsysteme als Insellösungen wieder, insbesondere wenn unterschiedliche Abteilungen oder Mitarbeiter mit deren Betreuung beauftragt wurden. Konsequenz daraus ist, dass Doppelarbeiten anfallen und Synergien nicht genutzt werden. Insbesondere im Bereich der Organisation des kontinuierlichen Verbesserungsprozesses, der Grundlage aller genannten Managementsysteme ist, und beim Dokumentenmanagement besteht großes Potenzial, Synergien zu nutzen. Es sollte also vor Einführung eines ISMS geprüft werden, ob mögliche Synergien zu bereits im Unternehmen vorhandenen Managementsystemen bestehen.

Kontinuierliche Verbesserungen als Herzstück

Die Realisierungsfrist läuft bereits Anders sieht es beim IT-Sicherheitskatalog für Betreiber von Energienetzen aus. Dieser ist am 12.08.2015 durch die BNetzA veröffentlicht worden und enthält keine Einschränkung auf kritische Infrastrukturen. Der IT-Sicherheitskatalog der BNetzA fordert von den Netzbetreibern ein zertifiziertes ISMS bis zum 31.01.2018. Darüber hinaus mussten die Netzbetreiber der BNetzA bis zum 30.11.2015 schriftlich einen auskunftsfähigen Ansprechpartner für die IT-Sicherheit benennen. Damit ist klar: Netzbetreiber müssen nun umgehend prüfen, welche Anforderungen der ISO/IEC 27001 sie bereits erfüllen und wo noch Handlungsbedarf besteht. Nur so ist eine Einschätzung bezüglich Aufwand, Kosten und Dauer für die Einführung eines ISMS überhaupt möglich. Ebenfalls sollte die Führungsebene schon jetzt den organisatorischen Grundstein für ein ISMS legen. Fragen zum Anwendungsbereich des ISMS und zu Verantwortlichkeiten sind dabei als erstes zu klären. Dabei ist auch zu entscheiden, wer mit den Aufgaben des Informationssicherheits-Beauftragten betraut wird – ein Interner oder ein Externer.  * Christopher Helbig, Michael Niehenke,

Externer ISBE

Interner ISBE

Knowhow

Å Der externe ISBE ist bereits ausgebildet. Fortbildungskosten werden vom Anbieter übernommen. Auf diese Weise entfallen Kosten und Ausfallzeiten durch Aus- und Fortbildung

Í Kosten bezüglich Aus- und Fortbildung sowie für Fachmedien sind vom Unternehmen selbst zu tragen

Neutralität

items GmbH, Münster

Å Vermeidung von Betriebsblindheit durch neutrale Perspektive Å Vermittlung bei festgefahrenen Positionen Í Es fällt ein Startaufwand für die Einarbeitung in die betriebliche Struktur an

Å Kenntnisse über Strukturen, Abläufe, Prozesse im Unternehmen vorhanden Í Keine Unabhängigkeit durch Nähe zu Kollegen Í Es besteht das Risiko der Betriebsblindheit

Praxiserfahrung

Im Rahmen einer ISO/IEC 27001-Zertifizierung wird primär das Managementsystem geprüft. Das heißt, es wird getestet, ob das Unternehmen adäquate Verfahren zur Identifizierung von Risiken, zur Etablierung von entsprechenden Sicherheitsmaßnahmen und zur Überwachung derselben geschaffen hat. Das bedeutet im Umkehrschluss: Auch wenn Sicherheitsrisiken identifiziert wurden, die bisher noch nicht ausreichend minimiert worden waren, ist eine Zertifizierung möglich. Wichtig ist, dass die Risiken erkannt und entsprechende Gegenmaßnahmen konzipiert wurden sowie deren Umsetzung geplant ist. Für die Zertifizierung entscheidend ist also, dass in den Folgejahren nachweislich Schritte zur weiteren Optimierung

vorgenommen werden – denn genau dieser kontinuierliche Verbesserungsprozess ist Kern eines ISMS. Das IT-Sicherheitsgesetz ist am 25.07.2015 in Kraft getreten. Jedoch ist zu berücksichtigen, dass die Umsetzungsfristen aus dem IT-Sicherheitsgesetz erst mit Veröffentlichung der Rechtsverordnung nach § 10 Abs. 1 BSI-Gesetz, die festlegt, welche Infrastrukturen als kritische Infrastrukturen eingestuft werden, starten. Derzeit wird von einer Veröffentlichung der Rechtsverordnung im ersten Quartal 2016 ausgegangen.

Å Jahrelange ISMS-Projekterfahrung Å Fundierte Kenntnisse an der Schnittstelle zwischen IT, Organisation und Gesetzgebung Å Effiziente Erhöhung des ISMS-Reifegrads

Í Erfahrungsmangel im Umgang mit ISMS resultiert in Anlaufschwierigkeiten Í Mangelnde Kompetenz in der Zusammenführung von IT, Organisation und der Interpretation der Gesetzgebung

Flexibilität

Der Know-how-Vorsprung ist ein klarer Vorteil eines externen Informationssicherheits-Beauftragten. Gerade für mittlere bis kleine Stadtwerke,

Quelle: items

Bild: shutterstock.com/Maksim Kabakou

15. Dezember 2015

Å Freihaltung interner Ressourcen Å Bedarfsorientierter Abruf von Leistungen mit vollständigem Fokus auf dem ISMS Å Planungssicherheit durch transparente Kosten

Í Bindung interner Ressourcen Í Haupttätigkeit überlagert (Neben-) Tätigkeit als ISBE und führt zu Engpässen und Qualitätsverlust

CONSULTING

15. Dezember 2015

Wie auf Remit reagieren?

Die Überwachung der Handelsgeschäfte im Rahmen von Remit ist angelaufen. Wie Energieversorger darauf reagieren sollten, beschreiben Andreas Schwenzer, Adrian Duffner und Matthias Puls*.

In der Vergangenheit wurden im Falle von festgestelltem Marktmissbrauch hohe Strafen verhängt. Weiterhin gilt es zu bedenken, dass durch das Remit-Transaktionsreporting Aktivitäten, die heute durchgeführt werden, auch noch in vielen Jahren durch den Regulator forensisch untersucht werden können. Eine proaktive Überwachung von Transaktionen scheint also auch schon aus Unternehmenssicht geboten. Durch sie werden es auch Händler schwerer haben, Verstöße zu bestrei-

also eines Verstoßes gegen die Regeln, im eigenen Portfolio. Dieser Prozess sollte die Handelsaktivitäten in verschiedene Risikoklassen kategorisieren, etwa nach der spekulativen Natur eines Produktes oder nach dem Marktanteil, den das Unternehmen auf diesem Markt hält. Diese Analysephase dient dazu, Prioritäten für die Implementierung der verschiedenen Produkte zu setzen und somit den Aufbau der Handelsüberwachung zu planen.

Grafik: Baringavv

eit dem 7. Oktober 2015 werden in Phase eins von Remit Standardverträge, die über organisierte Handelsplätze abgeschlossen werden (Börsen, Broker), durch Marktteilnehmer an ACER gemeldet. Die zweite Phase von Remit beinhaltet ab April 2016 zusätzlich nicht-standardisierte Handelsverträge sowie Fundamentaldaten. Damit will man die Markttransparenz fördern und Marktmissbrauch unterbinden. Derzeit ist noch unklar, welche Formen von Marktmanipulation die European Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) analysieren und aufdecken möchte. Es ist anzunehmen, dass ACER im ersten Schritt die empfangenen Massendaten auf Basisszenarien automatisch analysieren wird. Zu nennen sind hier insbesondere sogenannte „Switch Trades“, bei denen lediglich Marktvolumen suggeriert wird. Darüber hinaus werden wahrscheinlich „Off-Market-Orders“ dahingehend analysiert, ob mit ihnen Marktpreise künstlich beeinflusst werden sollen. Schließlich wird sich ACER auf InsiderTipps (Whistle Blowing) stützen, um Insiderhandel aufzudecken. Dieses Monitoring analysiert jedoch nur einen Teil der möglichen Marktmanipulation. Insbesondere durch die physische Komponente sind Handelsaktivitäten im Energieumfeld meist wesentlich komplexer als bei reinen Finanzprodukten. Manipulation kann beispielsweise durch die Beeinflussung der Merit Order durch das gezielte Zurückhalten von Kraftwerken geschehen, oder durch eine künstlich erzeugte Verknappung von Netzkapazitäten.

Die einmal erfassten Daten können mehrfach verwendet werden ten, wenn die Beweise klar aufbereitet präsentiert werden. Im Idealfall führt dies auch zu Verhaltensänderungen der handelnden Mitarbeiter. Der erste Schritt eines jeden Unternehmens, das eine Transaktionsüberwachung aufbauen will, ist eine Abschätzung des Compliance-Risikos,

Generell fügt sich das Handels-Überwachungssystem in die UnternehmensIT ein. Die möglichen Lösungen reichen von einfachen (etwa auf Excel basierenden Makros) bis hin zu hochkomplexen Umsetzungen. Diese bestehen aus Algorithmen mit benutzerdefinierten Grenzwerten, die automatisch gegen

Transaktionsdaten und Marktpreisinformationen geprüft werden. Ungewöhnliche Muster im Handelsverhalten werden so identifiziert, und eine Warnung taucht zur weiteren Sachverhaltsaufklärung auf. In einem System können verschiedene Algorithmen und Szenarien überprüft werden. Jedes Szenario sucht nach einem spezifischen Muster, welches möglicherweise als Marktmissbrauch einzuordnen wäre, wie beispielsweise eine hohe Anzahl von Handelsaufträgen, gefolgt von einer hohen Anzahl von Stornierungen. Solche Systeme sind im Finanzsektor für verschiedene Produkte üblich.

Vom Finanzsektor lernen Zur Überwachung der Energiehandelsmärkte sind Systeme verschiedener Anbieter verfügbar. Generell sind diese auf liquide Märkte und Standardprodukte fokussiert, die benötigten Daten sind meist gut strukturiert und einfach verfügbar. Weiterhin können einige der Algorithmen aus dem Finanzsektor genutzt werden. Die Überführung dieser Lösungen in die Energiewirtschaft kann schwierig sein, da die Muster, die auf Marktmissbrauch hindeuten, meist komplex sind und verschiedene Märkte gleichzeitig betreffen können. Erfahrungsgemäß können diese Systemlösungen für liquide Märkte, in denen verlässliche Benchmarks zur Konfiguration der Szenarien bestimmbar sind, sehr effektiv sein. Das ermöglicht einen hohen Automatisierungsgrad und somit auch eine Verringerung des manuellen Aufwands für das Compliance-Team. Für weniger liquide Märkte, wie Over The Counter (OTC)- und physische Märkte, sind die Grenzwerte jedoch schwer zu bestimmen. Dies führt meist zu einer hohen Anzahl an falschen Ergebnissen oder zu nicht aufgedeckten Fällen und somit potenziell unentdecktem Marktmissbrauch. Alternativ könnte der Aufbau einer selbst erstellten Lösung in Betracht gezogen werden. Welches Produkt letztendlich die beste Lösung für ein Energieunternehmen darstellt,

D-FINE GMBH Mit über 600 Experten, die sich auf das Management von Energie-, Rohstoff- und Finanzrisiken spezialisiert haben, zählt d-fine zu den führenden Unternehmensberatungen in Europa. Unsere Kunden benötigen hochentwickelte Infrastrukturen, um im Umfeld steigender Risiken, komplexer Produkte und weit reichender Marktregulierung wie insbesondere EMIR und REMIT erfolgreich agieren zu können. Durch unsere langjährige Erfahrung bieten wir fundierte Unterstützung bei der Einführung effizienter Prozesse, dem Aufbau performanter IT-Systeme, der Risikoquantifizierung und der optimalen Portfoliosteuerung nach RenditeRisiko-Gesichtspunkten. Zu unseren Dienstleistungen gehören insbesondere: • Implementierung regulatorischer Anforderungen für den Energiehandel (insb. EMIR/REMIT) • Auswahl und Einführung von Risikomanagement- und Treasury-Systemen • Entwicklung von Risikomessverfahren für Marktpreis-, Kredit- und Liquiditätsrisiken • Optimierung von Hedging-Strategien und Hedge Accounting • Quantitative Steuerung von Strom- und Gasportfolios • Modellierung von Energie- und Rohstoffpreisen sowie Forecasting • Bewertung von Finanz-, Rohstoff-, Energie-, Wetterderivaten sowie Real Options • Entscheidungsunterstützung für Investitionsprojekte

Kontaktdaten d-fine GmbH Dr. Tilman Huhne, Geschäftsführer Opernplatz 2 60313 Frankfurt/Main www.d-fine.com info@d-fine.de

hängt von verschiedenen Faktoren ab, wie etwa dem Compliance-Risiko im Portfolio, von der Größe und den Fähigkeiten des Compliance-Teams und auch von der Risikostrategie des Unternehmens. Eine Mischform ist oft die beste Lösung: automatisierte Überwachungssysteme für die liquiden Märkte und eigene, maßgeschneiderte analytische Methoden für die Untersuchung der weniger liquiden Märkte.

Voraussetzungen für den Erfolg Unabhängig von der genutzten technischen Lösung gibt es einige grundsätzliche Fähigkeiten, die nötigt sind, um eine Überwachungsfunktion mit Erfolg zu etablieren; so benötigen etwa die eingesetzten Mitarbeiter für ihre Standard-Überwachungen analytische Fähigkeiten, um Betrugsmuster erkennen und vom Normalfall unterscheiden zu können. Für die Implementierungsphase wird weiteres Personal mit ausreichender Kenntnis der Energiewirtschaft gebraucht. Bei den Daten gibt es eine enge qualitative Abhängigkeit zwischen Daten-Input und dem Output der Transaktionsüberwachung. Nötig ist eine hohe Datenqualität, um im Bedarfsfall die Nachverfolgung bis zur Datenquelle garantieren zu können. Als Datenquellen für die Transaktionsüberwachung bieten sich die Meldemechanismen für EMIR- und Remit-Transaktionsdaten an. Für komplexere Lösungen werden weitere Daten benötigt, wie etwa Handelsaufträge, Marktinformationen, Kennzahlen aus dem Energy-Trading-and-Risk-Management-System (ETRM) sowie aktuelle Nachrichtenmeldungen. Da die Transaktionsüberwachung meist ein neuer Aspekt innerhalb der Compliance-Funktion ist und die Energiemärkte komplex sind, ist es vorteilhaft, die Überwachung schrittweise umzusetzen.

Umfassende Wissensbasis bietet Wettbewerbsvorteil Es ist anzunehmen, dass Energieunternehmen die Größe und Fähigkeiten ihrer Handelscompliance-Abteilungen aufgrund der immer umfassenderen Regulierung erhöhen werden. Somit sollten sie diese Abteilungen auch in ihren Handelsabwicklungs-Prozess integrieren. Durch die einfachere Datenverfügbarkeit können stetig weitere Datenquellen in das Überwachungssystem eingebunden werden. Einige Unternehmen haben bereits begonnen, Kommunikationsdaten (wie Telefongespräche, E-Mail-Verkehr und Sofortnachrichtendienste) in ihr Compliance-Regelwerk aufzunehmen − Daten von Kraftwerken, Übertragungsnetzbetreibern etc. können ebenfalls eingebunden werden und führen zu einer ganzheitlichen Sicht auf das eigene Unternehmen, den Markt und dessen Dynamik. Die hierbei entstehende Datenquelle sollte für alle Unternehmensteile zur Verfügung stehen, um damit neue Geschäftsmodelle oder -strategien entwickeln zu können. Somit wird in einer Welt verbesserter Möglichkeiten der Datenanalyse und steigenden regulatorischen Drucks eine ernsthafte Diskussion der Umsetzung der Transaktionsüberwachung zwingend für den eigenen Unternehmenserfolg.  * Andreas Schwenzer, Director, Adrian Duffner, Manager, Matthias Puls, Senior Consultant, Baringa Partners, Düsseldorf

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zentrale der Solon eingebunden ist Planung: Planung/Bau: Anlage: BHKW-Modul HPC 400 N der SES Energiesysteme GmbH mit einem Ingenieurbüro Pro2 Anlagentech nik, Willich 12-Zylinder-Gasmotor der MAN in V-Bauweise undWalzel, einemBerlin Generator von Leroy Somer; 386 kW elektris�e und 510Anlage: kW �ermis�e Leistung; StromwirBesonderheit: kungsgrad 38,6 %, Gesamtnu�ungsgradGasmotor-BHKW 89,7 % Typ SES-HPC 600 N Erhöhung der Wassertemperatur für Umwelts�u�: CO2-neutrale Energieerzeugung dur�elektrisch die demerErdgasverbrau� mit 600 kW und 654 kW das Heißwaschverfahren; Errichtung entspre�ende Einspeisung von Biogas ins Erdgasne� thermisch er Leistung einer Trocknungsanlage als zusätzliche Auskun�: Ralf S�äfer, Tel. 0 30 / 31 90 07 14, Wärmesenke ralf.s�aefer@ses-energiesysteme.com Hersteller: SES Energiesysteme GmbH, Berlin Joa� Anlage: im S�neider, Tel. 0 30 / 34 99 07 44, joa�im.s�neider@btb-berlin.de Ein MWM-Gasmotorenmodul Auskunft: Oliver Zernahle, Tel. 0 30 / 29 33 30 18, zernahle@berliner-e-agentur.de

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Kölsch mit BHKW-Dampf brauen Standort/Betreiber:: Brauerei der Cölner Hofbräu P. Josef Früh KG in Köln Planung/Bau: Sokratherm GmbH Energie- und Wärmetechnik, Hiddenhausen Besonderheit: Nutzung eines BHKW zur Strom-, Wärme- und Dampferzeugung Anlage: Sokratherm-BHKW vom Typ GG 198 D mit 198 kWel und 306 kWth, Kompaktdampferzeuger der Aprovis Energy Systems GmbH Wirtschaftlichkeit: Die Gesamtinvestition von 430 000 Euro amortisiert sich durch Energiekosteneinsparungen in rund drei Jahren

Bilder: Geiger Energietechnik

Bild: Cölner Hofbräu P. Josef Früh

Bild: Gammel Engineering GmbH

Monats vor; erstmals ist Dasdiese EndeRubrik 2009 in genommeinBetrieb der Ausgabe vom ne 15. BHKW mit 386 kW elektrischer April 1996 erschienen. Seit 1997 undsucht 510 die kW thermischer -RedaktionLeistung von Jaerreicht einen Stromwirkungsgrad nuar bis November beispielhafte BHKW-Projekte und stellt sie als BHKW des Monats vor. Aus diesen wählt im November mmelf x 10Anlagen mm eine Jury das BHKW des Jahres aus. Das vom Bundesverband Kraft- Wärme-Kopplung (B.KWK) vongebildete 38,6 Prozent und einen GesamtAuswahlgremium wurde nutzungsgrad von 89,7 Die auch in diesem JahrProzent. von Bernd erzeugte Wärme wird in das FernMeckel (Comco Leasing, Neuss) wärmenetz eingespeist, die BTB moderiert. Weitere das Mitglieder amwaren Wissenschaftsund TechnoloGebhard Gentner (Stadtgiestandort Adlershof betreibt. Diewerke Schwäbisch Hall GmbH), semKarl Netz entnimmt Solon für ihre Meyer (BTB, Berlin), Marek Firmenzentrale dieLeipzig) Wärme,und dieWulf im Preißner (VNG, Winter zum Heizen und im Sommer Binde (B.KWK, Berlin). in einer einstuﬁgen Absorptionskälteanlage Erzeugung Zu ihrer zur Entsch eidung von Klimakälte verwendet wird. Zusätzlich schreibt die Jury: zu der Absorptionskälteanlage von York mit LithiumIn International, diesem Jahr die standen KWKbromidlösung arbeitet, ist eine elekKonzepte mit erdgasbetriebenen trische Kompressionskältemaschine Motor-BHKW sowie Gasturbinen installiert, die16 beikW Bedarfsspitzen zur zwischen und 30,5 MW Verfügung steht. Leistung zur Wahl. elektrischer Die realisierte Leistungen Kraft-WärmeDie so thermischen der Kälte-Kopplung ermöglicht einen betrachteten Anlagen betrugen BHKW-Einsatz mit zwischen 36,7 kWeiner und hohen 60 MW.AusErlastung von jährlich rund 000 Vollfreulicherweise waren8 mehrere lastbetriebsstunden. Die dabei erKraft-Wärme-Kälte-Kopplungszeugte Wärme deckt mit etwainstallierten 70 Prozent projekte vertreten desKälteleistungen Wärme- und zwischen Kältebedarfs der 20 kW Solon-Zentrale. Gleichzeitig liefert das und 738 kW. Biogas- und BiomeBHKW rechnerisch gut 90 Prozent des thananlagen standen in diesem vonJahr Solon verbrauchten Alnicht mit zur Wahl.Stromes. Das ist den lerdings wird der BHKW-Strom direkt investitionshemmenden Auswirin das Stromnetz eingespeist unddarin vom kungen des EEG 2014 mit der Netzbetreiber, BTB Netz verankertender Belastung der GmbH, Eigennach den im EEG festgelegten Sätzen stromerzeugung mit der EEG-Umvergütet. E &M lage anzulasten.

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Im Glaskasten: BHKW-Modul der Weniger Leistung, SES mit MANmehr PuﬀerGasmotor Standort und Betreiber: Niederlassung Sonthofen der Wilhelm Geiger GmbH

Planung/Bau: Geiger Energietechnik GmbH, Homburg Besonderheit: Nutzung eines BHKW zur Wärme- und Stromerzeugung, Online-Zugänglichkeit aller relevanten Messwerte Anlage: Viessmann-BHKW vom Typ Vitobloc 200 EM-50/81 mit 50 kWel und 81 kWth, zwei Öl-Kessel von Viessmann mit 700 beziehungsweise 350 kW Heizleistung Wirtschaftlichkeit: Die Gesamtinvestition in Höhe von rund 500 000 Euro für die neue Energiezentrale inklusive Gebäude und Nahwärmenetz amortisieren sich voraussichtlich in etwa sieben Jahren

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Umweltschutz: Der CO2-Ausstoß wird um rund 840 t/a reduziert, spezifischer CO2-Ausstoß des BHKW-Stroms 230 g/kWh (GuD-Benchmark: 365 g/kWhel)

Umweltschutz: Der CO2-Ausstoß wird um rund 114 t/a reduziert, spezifischer CO2-Ausstoß des BHKW-Stroms 230 g/kWh (GuD-Benchmark: 365 g/kWhel)

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Joachim Voigt, Tel. 0 52 21 / 96 21 0, j.voigt@sokratherm.de

Bild: SES

Standort: Betreiber: BTB Blo�heizkra�werks-Träger- und Betreibergesells�a� mbH, Hauptverwaltung der Reiling Standort: Berlin Unternehmensgruppe in Marienfeld St. Joseph Krankenhaus in Berlin

Die betrachteten Anlagen werden in Unternehmen zum Kunststoffrecycling, in Brauereien, Krankenhäusern, Gasaufbereitungsanlagen, der Leuchtmittelproduktion sowie in Lackierereien und Rechenzentren eingesetzt. Die Aggregate erzeugen Strom, Kontakt Wärme (als Warmwasser, Heißwasser beziehungsweise EnergyRelations GmbH Dampf auf unterschiedlichsten TempeTheresia Schmid raturniveaus) sowie Kälte. Telefon +49 (0) 81 92 / 997 3330Zur Kälteerzeugung werden sowohl Mail: info@energyrelations.de Absorptions- als auch Adsorp-

Bild: Gammel Engineering GmbH

menzentrale sichtbar im öffentlichen Straßenraum. Dafür hat das Büro Freitag Hartmann Sinz Architekten ein eigenes Gebäude entworfen, dessen große Glasfronten an der Ost- und Südseite den Blick auf Motor und Generator freigeben. Deshalb musste auf Schutzhauben verzichtet werden; für die Schalldämmung sorgt allein die Betonhülle. Entsprechend den gestalterischen Vorgaben bestand keine Möglichkeit, Lüftungs- und Abgasleitungen oder Schalldämpfer auf dem Dach zu installieren. Deshalb mussten Medienleitungen in einem Kriechkeller und der Schalldämpfer der Zuluft in einem unterirdischen Gebäudeschacht untergebracht werden. Aus Platzgründen kann außerdem die Gemischkühlung nicht über einen Tischkühler erfolgen; das Kühlwasser wird daher zu einer 50 m entfernten Energiezentrale der BTB geführt, wo die über Plattentauscher abgegebene Wärme genutzt wird.

Bild: Solon

von Biogas erfüllt. Dabei wird für den Betrieb des BHKW „gewöhnliches“ Erdgas eingesetzt, für das an beliebigen Stellen des Erdgasnetzes auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas eingespeist wird, und zwar so, dass die Jahresbilanz stimmt. Dann kann der in dem BHKW erzeugte Strom nach den im EEG für Biogas festgelegten Sätzen vergütet werden. Für diesen Ausgleich sorgt der Bioerdgaslieferant, die Münchner bmp greengas GmbH. Abgewickelt wird über einen eigenen Bioerdgasbilanzkreis; zur Abrechnung hat der Gasnetzbetreiber, die NBB Netzgesellschaft Berlin-Brandenburg mbH & Co. KG, am BHKW einen separaten Gaszähler installiert. Die Wahl von Bioerdgas als Brennstoff macht es möglich, ein StandardBHKW einzusetzen, das bei Erdgasbetrieb hohe Effizienz und eine lange Lebensdauer des Motors garantiert. Das BHKW des Monats Juni 2015 Hohe Auslastung im Sommer Zur– Einhaltung der Emissionsgrenzwerte reicht außerdem ein DreiweDoch auch der verbleibende Wär- gekatalysator. Bei Einsatz von Biodieme-, Kälte- und Strombedarf wird in sel oder Rapsöl wäre der technische Standort: EichstättAufwand der Osram Lich t AGdas BHKW bedeutend dem VerwaltungsundNiederlassung Produktionsfür Planung/Bau : effi Gammel Abensberg gebäude möglichst zient Engineering und re- GmbH, höher. Auf den Kältebedarf Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung Besonderheit generativ gedeckt.: Dafür sorgen eine abgestimmte Für das Solon-BHKW setzte die Anlage: Erdgasbetriebenes vom−Typ 16 Vfür 4000 L64 MTU 210-kW-Photovoltaikanlage auf demBHKW SES wie ihre der Standardmoduund 2 000 kW GmbH in le Augs burg mit 2 000 kW th Dach, eine KälteanlageOnsite undEnergy ein BioHPC 400 N − eleinen 12-ZylinderLeistung, Absorptionskältemasch ine der 16 LJ der erdgas-Blockheizkraftwerk. Gasmotor derBaureihe MAN in V-Bauweise und Carrier GmbH in Unterschleißheim mit 738 kW Kälteleistung Errichtet wurde das BHKW in KoopeUmweltsch utz: Der spezifische CO2-Ausstoß des BHKW-Stroms liegt bei ration mit dem lokalen Energieversor270 g/kWh (GuD-Benchmark: 365 g/kWhel) ger, der BTB Blockheizkraftwerks-TräAnzeige Kawasaki Gas Turbinen 105 Auskunft : Thomas Winkler; Tel. 0 94 43 / 92 92 16; t.winkler@gammel.de ger- und Betreibergesellschaft mbH, die die Anlage auch betreibt. Geliefert wurde es von der Berliner SES Energiesysteme GmbH, der Planer war die einen Generator von Leroy Somer ein. Gneise 66 Planungs- und Beratungs- Der Aufbau und die Unterbringung gesellschaft mbH aus Berlin. des BHKW sind aber − bis in die BeBHKW des Monats BHKW des Monats musterung der Materialien, OberfläMärz 2015 April 2015 chen, Werkstoffe und Farben − durch Effiziente und regenerative die nicht alltäglichen BauherrenvorgaEnergieversorgung ben der Transparenz und Offenheit beDie Vorgabe, das BHKW mit regene- stimmt. Solon ließ die Anlage nämlich rativen Brennstoffen zu betreiben, nicht im Technikraum verschwinden, wird durch den „virtuellen“ Einsatz sondern installierte sie unweit der Fir-

Bild: SIK

Bild: Reiling

der Stuttgarter EGS-plan entworfene Gebäude besticht durch seine baukulturelle Qualität sowie seine energieefﬁziente Bauweise. Dabei wurden energiesparende Maßnahmen, zu denen die bauphysikalisch exzellente Gebäudehülle, die Dreifachisolierverglasung, der Sonnenschutz mit Tageslichtlenkfunktion sowie die thermische BetonBHKW des Monats kernaktivierung gehören, konsequent Februar 2015 umgesetzt und auch bei den ﬂexiblen Nutzungskonzepten berücksichtigt. Damit konnte der Energiebedarf auf rund ein Viertel des Verbrauchs in einem konventionellen Bürogebäude reduziert werden.

Wasch en und recyceln Bürgermeister Standort : Wissens� a�s- und Te�nologiepark Berlin-Adlershof begrüßt BHKW Beate Investor: Solon SE, Berlin

TCG 2016 V12 mit 660 kW thermischer und 600 kW elektrischer Leistung

Die Anlage auf einen Bli�

lie

em ökologischen Wandel hat sich die 1997 gegründete und seit 1998 börsennotierte Solon SE als Hersteller von Solarmodulen und Anbieter von solaren Kraftwerken verschrieben. Diese Grundhaltung bestimmt nicht nur das Produktangebot, sondern prägte auch die Errichtung der Firmenzentrale im BHKW des Monats Wissenschafts- und Technologiepark Januar 2015 in Berlin-Adlershof, in die die Verwaltung Ende 2008 und die Produktion im März 2009 eingezogen sind. Das rund 47 Mio. Euro teure, von dem Berliner Büro SFA Schulte-Frohlinde Architekten in Zusammenarbeit mit

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VON JAN MÜHLSTEIN

Für die Wärme- und Kälteversorgung seiner spektakulären Berliner Firmenzentrale hat das Solarunternehmen Solon ein Bioerdgas-BHKW installiert − in einem Glaskasten.

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Zum BHKW des Jahres 2015 wählte eine Jury des B.KWK das von der Gammel Engineering GmbH entwickelte Kraft-Wärme-Kälte-Konzept für ein Werk des Leuchtmittelherstellers Osram. VON MICHAEL PECKA

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Standort: Erdgasaufbereitungsanlage der ExxonMobil Production Deutschland GmbH in Großenkneten

Bild: Hermle

Betreiber/Standort: Augustiner Bräu Wagner KG, München

Betreiber/Standort: Maschinenfabrik Berthold Hermle AG, Gosheim

Planung/Bau ILF Beratende Ingenieure GmbH, München

Besonderheit: Auf den Prozesswärmebedarf der Brauerei abgestimmte Kraft-Wärme-Kopplung

Besonderheit: Auf die Klimatisierung einer Montagehalle abgestimmte Kraft-Wärme-KälteKopplung

Besonderheit: Gasturbinen-Generator-Einheit mit 30,5 MWel zur Stromerzeugung, Abhitzekessel zur Produktion von stündlich 80 t Prozessdampf (30 bar, 370 °C)

Anlage: Zwei Erdgas-BHKW JMS 412 von GE Jenbacher mit jeweils 880 kWel und 924 kWth Leistung. (Gesamtwirkungsgrad 87,9 %), zwei Hochdruckheißwasserkessel mit jeweils 7,8 MW Feuerungswärmeleistung der Hoval GmbH

Anlage: Kaskade aus drei Erdgas-BHKW fp20 der frako power systems GmbH, Teningen, mit jeweils 19,2 kWel und 36,1 kWth (Gesamtwirkungsgrad 94,7 %); Absorptionskälteanlage Wegracal SE80 der EAW Energieanlagenbau Westenfeld GmbH, Römhild

Anlage: Gasturbine vom Typ MS5002E (Frame 5E) mit 90 MW Feuerungswärmeleistung von GE Oil & Gas; Dampferzeuger mit 22 MW Feuerungswärmeleistung der Josef Bertsch GmbH, ausgeführt als Abhitzekessel mit Zusatzfeuerung

Auskunft: Berthold Kessler, Tel. 07 51 / 8 88 33 33 22, berthold.kessler@energas-gmbh.de

Wirtschaftlichkeit: Investition in die KWKK-Anlage soll sich in etwa fünf Jahren amortisieren

Umweltschutz: Der CO2-Ausstoß wird im Vergleich zum vorherigen Energieerzeugungskonzept um jährlich etwa 70 000 t/a reduziert

Umweltschutz: spezifischer CO2-Ausstoß des BHKWStroms ca. 214 g/kWh (GuD-Benchmark: 365 g/kWhel) Auskunft: Jan van het Reve, Tel. 0 76 41 / 54 32 00, jr@frakopowersystems.de

BHKW des Monats September 2015

Keine Projekte mit Biogas und Biomethan Das in der industriellen und kommunalen Energieversorgung mit KWK- und KWKK-Projekten erfahrene Beratungs- und Planungsbüro Gammel in Abensberg hat zunächst die Lastgänge am Standort ermittelt und auf den tatsächlichen Bedarf hochgerechnet, um den darauf basierenden tatsächlichen Bedarf zu dimensionieren. Um auch in den Sommermonaten eine möglichst hohe Auslastung der KWKK-Anlage bei wärmegeführter Fahrweise zu erreichen, wurden ein Erdgas-BHKW sowie eine Absorptionskältemaschine installiert. Das BHKW liefert die Wärme zum Antrieb der Kältemaschine; überschüssige Wärme wird für die Beheizung des Standortes verwendet oder in einem Puffer mit 50 m³ Volumen zwischengespeichert. Das sichert auch im Sommer eine ausreichende Mindestlaufzeit des BHKW. Die Lithiumbromid-Absorptionskältemaschine speist mit einer Vorlauftemperatur von 13 °C in das neu verlegte Kältenetz mit 530 m Länge ein. Im Rücklauf hat das Wasser eine Temperatur von 19 °C. Technisch bietet die Anlage die Möglichkeit für einen wärmegeführten wie auch für einen stromorientierten Betrieb. Das erhöht die Flexibilität. Zudem ist die KWK-Anlage so bereits für die Anforderungen des mit dem Strommarktgesetz zu

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BHKW des Monats Oktober 2015

Serverkühlung mit Abwärme Standort: Heizkraftwerk Werder (Havel) Betreiber: e.distherm Wärmedienstleistungen GmbH, Potsdam Planer: a.v.e. Energieberatungs- und Planungsgesellschaft mbH, Berlin Besonderheit: Optisch ansprechendes, schallgeschütztes BHKW im Betondoppelcontainer; Primärenergiefaktor der Fernwärme von 0,5 durch Einsatz von Bioerdgas Anlage: BHKW der SES Energiesysteme GmbH, Berlin, mit MWM-Motor TCG 2016 V08C, 400 kWel und 420 kWth Wirtschaftlichkeit: Investition von rund 600 000 Euro, Amortisation in knapp 5,5 Jahren

Kombination mit Wärmepumpe

Wärmeauskopplung bis zum Kaltwasserniveau

Ausführung/Betreiber: Getec Service Berlin GmbH

Betreiber: Airbus Deutschland GmbH

Planung: Ingenieurbüro Steﬀen Görst, Berlin

Planung: Mecoplan GmbH, Köln

Besonderheit: Kombination eines BHKW mit Wärmepumpe und Brenneranlage sowie Wärmerückgewinnung mit Betonkernspeichertemperierung

Besonderheit: Einsatz von Mikrogasturbinen; Außenaufstellung der KWK-Anlage in einem Sondercontainer

Standort: M-Color Karosserie Lackiererei GmbH, Berlin

Anlage: Erdgas-BHKW vom Typ XRGi 20 mit 20 kWel und 39 kWth von EC Power, Wärmepumpe mit 20 kW Leistung der König Wärmepumpen GmbH, zwei 2 500-l-Puﬀerspeicher, fünf Gasbrenner von Riello

Umweltschutz: CO2-Einsparungen 3 000 t/a

Wirtschaftlichkeit: Die Gesamtinvestitionen beliefen sich auf 150 000 Euro; für das BHKW wird mit einer Amortisationszeit von rund sieben Jahren gerechnet

Auskunft: Kea Lehmberg, Tel. 0 30/31 90 07 35, presse@ses-energiesysteme.com

Auskunft: Dietmar Prochnow, Tel. 0 30 / 39 60 16 12, dietmar.prochnow@getec.dee

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BHKW des Monats November 2015

Bild: Airbus, M. Lindner

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Nach eingehender Diskussion kamen die Experten der Jury zu einem einstimmigen Votum zugunsten des BHKW des Monats Juni 2015. Es handelt sich hier um eine Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungsanlage (KWKK), die aus einem erdgasbetriebenen BHKW vom Typ 16V4000L64 der MTU Onsite Energy GmbH in Augsburg mit 2 000 kW elektrischer und thermischer Leistung sowie einer Absorptionskältemaschine der Baureihe 16 LJ der Carrier GmbH in Unterschleißheim mit 738 kW Kälteleistung besteht. Die von der Gammel Engineering GmbH geplante und errichtete Anlage betreibt die Osram Licht AG in ihrem Halogenlampenwerk im oberbayerischen Eichstätt. Der Standort besteht seit 1962 und hat sich kontinuierlich weiterentwickelt: Auf den automatisierten und computergesteuerten Hochleistungsfertigungslinien werden pro Jahr etwa 380 Mio. Leuchtmittel hergestellt. In den vergangenen Jahren wurde der Wärmebedarf an diesem Standort durch drei Gaskessel mit insgesamt 4 MW Heizleistung gedeckt. Für die Kühlung der Produktionsmaschinen wurden 32 über das Werk verteilte Kompressionskältemaschinen genutzt.

Mit KWK gegen Sauergas

BHKW des Monats August 2015

Bild: M-Color

Elf überzeugende KWK-Konzepte

BHKW des Monats Juli 2015

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BHKW des Monats Mai 2015

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tionsanlagen eingesetzt. Die elektrischen Wirkungsgrade erreichen bis zu 42 Prozent, die thermischen Wirkungsgrade bis zu 103 Prozent (Brennwertnutzung). Der spezifische CO2-Ausstoß der Anlagen beträgt zwischen 214 g und 270 g pro kWh elektrisch (der Benchmark für GUD-Anlagen beträgt 365 g pro kWh elektrisch). Die Senkung der CO2-Emissionen der Unternehmen beträgt bis zu 70 000 t pro Jahr.

Bild: wikimedia/Bbb

15. Dezember 2015

Standort: Werksgelände der Airbus Deutschland GmbH, Stade

Anlage: Zwei Mikrogasturbinen C65 von Capstone mit je 65 kWel und je 126 kWth, Lieferant E-Quad Power Systems GbR, Aachen Wirtschaftlichkeit: Investition von 565 000 Euro für die Planung und die Container-KWK-Anlage; die Amortisationszeit liegt voraussichtlich bei rund vier Jahren Auskunft: Michael Granrath, Tel. 02 21 / 16 94 51 86, granrath@mecoplan.de

BHKW DES JAHRES

erwartenden neuen Marktdesigns vorbereitet. Dank der guten Abstimmung der Gesamtanlage erreicht der Motor eine Auslastung von jährlich rund 8 000 Vollbenutzungsstunden.

Einstimmiges Votum der B.KWK-Jury Die Kältemaschine soll pro Jahr 7 800 Stunden in Volllast laufen. Auf diese Weise werden am Standort 16 Mio. kWh Strom erzeugt und direkt im Unternehmen verbraucht, was etwa der Hälfte des Jahresbedarfs

entspricht. Mit etwa 5,5 Mio. kWh produzierter Wärme kann der jährliche Heizbedarf zu 77 Prozent gedeckt werden. Die pro Jahr etwa 5,7 Mio. kWh Kälte aus der Absorptionskältemaschine decken den Kühlbedarf der Produktionsanlagen zu 73 Prozent. Das Investitionsvolumen für dieses Projekt, zu dem neben der Energiezentrale auch die zentrale Kühlwasserverteilung gehört, betrug insgesamt rund 3,5 Mio. Euro. Der spezifische CO2-Ausstoß des BHKW-Stroms liegt bei 270 g/kWh (der GuD-Benchmark beträgt 365 g/kWh). 

ALLES IM GRÜNEN BEREICH

15. Dezember 2015

Folgende Aspekte an dem KWKK-Konzept haben die Jury besonders überzeugt:

1. Die gründliche Analyse der Lastgänge und die darauf basierende Dimensionierung des KWKK-Systems führen zu einer überzeugenden Auslastung über das gesamte Kalenderjahr und damit zu einer guten Ausschöpfung des vorhandenen Energieeinspar- und Emissionsminderungspotenzials. Zudem wurde bei der Gestaltung der Anlage berücksichtigt, dass infolge der zu erwartenden Veränderungen durch das neue Energiemarktdesign im Rahmen der Energiewende auch Umstellungen im Betriebsregime erforderlich werden könnten. 2. Die Substitution von 32 über das Werk verteilten elektrisch betriebenen Kompressionskältemaschinen durch eine Absorptionskältemaschine, die mit Wärme aus einem hocheffizienten, erdgasgefeuerten Motor-BHKW angetrieben wird, stellt eine wesentliche Steigerung der Energie- und Umwelteffizienz an diesem Standort dar. Das wird auch durch die deutliche Senkung des spezifischen CO2-Ausstoßes gegenüber dem früheren Strombezug der Kompressionskältemaschinen belegt. 3. Die hohe Auslastung der kompletten Anlage führt dazu, dass vor Ort die Hälfte des erzeugten Stroms verbraucht und 77 Prozent der Heizwärme und 73 Prozent des Kühlbedarfs in der Produktion genutzt werden. Dadurch wird auch das Stromnetz nicht unwesentlich entlastet. Mit der Möglichkeit, die Anlage sowohl stromorientiert als auch wärmegeführt betreiben zu können, ist das Konzept zudem zukunftsfähig. Denn die Anlage kann dem Netzbetreiber eine erhöhte Flexibilität im Rahmen des neuen Strommarktdesigns bieten. 4. Das sehr gut durchdachte und allseitig abgestimmte Anlagenkonzept mit hohem ingenieurtechnischem Know-how kann mit Hilfe kompetenter Planer und Berater gut in zahlreichen weiteren Unternehmen – auch in ganz anderen Branchen – in ähnlicher Weise nachvollzogen werden.

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Bild: TU Wien

Johannes Schmid in der Versuchsanlage: „Durch eine neuartige Reaktorkonstruktion kommen der Brennstoff und dessen Produktgas viel intensiver in Kontakt mit dem wirbelnden heißen Sand“ hochqualitative, homogene Holzhackschnitzel eingesetzt. An der TU Wien wurde nach zweijähriger Vorbereitungsarbeit nun eine neue Versuchsanlage in Betrieb genommen, die mit einer sehr breiten Palette an Brennstoffen zurechtkommen soll. „Durch eine neuartige Reaktorkonstruktion kommen der Brennstoff und dessen Produktgas viel intensiver in Kontakt mit dem wirbelnden heißen Sand, daher funktioniert die Vergasung nun auch mit schwierigen alternativen Brennstoffen besser“, erläutert Schmid. Im Blick hat er dabei vor allem kostengünstige minderwertige Brennstoffe: „Abfälle aus der Papier- und Holzindustrie kommen in Frage. Wir werden aber auch Abfallfraktionen oder andere biogene

den.“ Geplant ist, nun Versuchsreihen mit ganz unterschiedlichen Brennstoffen durchzuführen. Die Wirbelschicht-Dampfvergasung wird an der TU Wien seit Anfang der 1990er Jahre unter der Leitung von Hermann Hofbauer entwickelt. Der Professor sieht großes Potenzial in diesem neuen Vergasungskonzept. Denn der Trend in der Energieversorgung gehe von großen zentralen Kraftwerksanlagen zu kleineren, lokalen Lösungen. „Interessant könnten solche Anlagen besonders für große Unternehmen sein, in denen viel verwertbare Reststoffe anfallen“, betont Hofbauer. Die Verwertung von anfallenden Reststoffen könne zudem CO2-Emissionen reduzieren und den Anteil erneuerbarer Energien am betreffenden Standort erhöhen. 

KWK

Neben der klassischen Vermarktung von Biomethan im Inland setzt die Landwärme GmbH inzwischen auch auf Export und Import von Biogas mit Erdgasqualität. VON MICHAEL PECKA

n der ungarischen Stadt Kaposvár beginnen wir in Kürze mit der Einspeisung von Biomethan“, sagte Zoltan Elek, Geschäftsführer der Landwärme GmbH, Mitte November im Gespräch mit . Die industrielle Biogasanlage, die biogene Reststoffe aus der Zucker- und Biodieselerzeugung verwertet, wird derzeit um eine Gasaufbereitungs- und Einspeiseanlage mit einer Kapazität von 1 500 m3/h erweitert. Das Münchner Unternehmen hat sich laut Elek die Biomethanmengen für den Import gesichert: „Wir kaufen das Biomethan vor Ort ab und transportieren es zum Weiterverkauf nach Deutschland.“ Der auf den Biomethanmarkt fokussierte Projektierer und Dienstleister hat in Deutschland seit 2012 über 20 bestehende Biogasanlagen nachträglich mit einer Gasaufbereitung ausgestattet. „Derzeit arbeiten wir die letzten Projekte ab, die noch unter dem EEG 2012 genehmigt wurden und sich aus unterschiedlichen Gründen verzögert haben“, sagt der Geschäftsführer. Ein Umrüstungsprojekt erledigt das Unternehmen derzeit für die schwäbische Bioenergie Reimlingen GmbH, im mecklenburgischen Wittenberg wurde zusammen mit der Hitachi Zosen Inova Biomethan GmbH eine Biogasanlage

auf Biomethan umgestellt. Im Biogaspark Penkun bündeln die Münchner derzeit für die Nawaro BioEnergie AG die Rohgas-Überschussmengen von insgesamt 40 Biogasanlagen, um diese mit Erdgasqualität ins Netz zu pressen. „Wir werden auch künftig noch einzelne Umrüstungsprojekte sowie den Neubau von Abfallvergärungsanlagen begleiten und das erzeugte Biomethan abnehmen“, kündigt Elek an. Aufgrund der seit dem EEG 2014 verschlechterten Rahmenbedingungen allerdings nicht mehr als Anlagenbetreiber oder Investor – sondern ausschließlich als Projektierer und Händler. Ihr Handelsvolumen hat Landwärme in der Vergangenheit um jährlich etwa 0,5 TWh auf nunmehr rund 1,5 TWh Biomethan ausgebaut. Etwa 70 Prozent des Ökogases werden an BHKWBetreiber verkauft, rund 25 Prozent gehen in den Wärmemarkt, der Rest fließt in den Kraftstoffmarkt. „Wir versorgen heute mehr als 100 Stadtwerke und Gasversorger mit Biomethan“, sagt der Manager. Seinen Angaben zufolge wird im laufenden Geschäftsjahr mit etwa 20 Mitarbeitern ein Umsatz von voraussichtlich rund 100 Mio. Euro erzielt. Der Landwärme-Gründer begrüßt ausdrücklich, „dass der Biomethanmarkt in Deutschland zunehmend

Bild: Landwärme GmbH

Erster Schritt nach Osteuropa

liquide und damit sozusagen erwachsen geworden ist“. Allerdings gestaltet sich die Akquise von Neukunden immer schwieriger. „Das Wachstum im Biomethanmarkt hat sich deutlich abgeschwächt, auch weil aufgrund des eingebrochenen Neuanlagenbaus kaum neues Biomethan in den Markt kommt“, betont Elek. Nach dem klassischen Sommerloch ist seinen Angaben zufolge in diesem Winter eine Verknappung auf dem Biomethanmarkt zu beobachten. Das vergangene Jahr war bis August von einem Endspurt bis zum Inkrafttreten des EEG 2014 geprägt, bei dem sich Kunden vornehmlich mit langfristigen Mengen eingedeckt haben. Laut Elek befinden sich jedoch nur noch wenige neue Einspeiseprojekte im Bau, manche Biomethananlagen haben zudem noch nicht ihre volle Leistungsfähigkeit erreicht: „Deswegen ist 2015 eine Lücke entstanden mit höheren Preisen und den entsprechenden Reaktionen.“ Einzelne BHKW-Betreiber könnten mit einer Grenzkostenbetrachtung nun zu dem Ergebnis kommen, ihre KWK-Anlage für einen bestimmten Zeitraum abzustellen. Bei aktuellen Preisen von mehr als 7,5 Ct/kWh für kurzfristige Biomethanmengen aus nachwachsenden Rohstoffen „kann es derzeit für man-

Bild: Magyar Cukor Zrt

15. Dezember 2015

In der ungarischen Stadt Kaposvár wurde eine Biogasanlage zur Biomethaneinspeisung umgerüstet, um das Ökogas in Deutschland zu vermarkten chen Betreiber attraktiver sein, Wärme mit einem Kessel statt mit einem BHKW zu erzeugen. Denn insbesondere große KWK-Anlagen erhalten in der Regel für die letzten Kilowattstunden, die bezogen auf das Kalenderjahr erzeugt werden, die niedrigste Vergütung“, erklärt der Geschäftsführer. Um auch außerhalb des deutschen Marktes zu wachsen, hat sich Landwärme frühzeitig mit dem internationalen Biomethanhandel beschäftigt. Nach ersten Pilotprojekten im Jahr 2013 hat das Unternehmen im vergangenen Jahr unter anderem zwei schwedische Versorger mit Biomethan beliefert. „Schweden ist mittlerweile ein etablierter Biomethanmarkt, der derzeit aber noch stark von den inländischen Einspeiseanlagen bedient wird“, sagt Elek. Die Nachfrage wird dort von einer Steuerbefreiung angetrieben, die greift, wenn Biomethan als Kraftstoff eingesetzt wird oder Erdgas als Heizenergieträger ersetzt. In den Benelux-Ländern sowie in der Schweiz wird Biomethan

Zoltan Elek sieht in Osteuropa die Chance, „Biomethan zu sehr guten Konditionen zu erzeugen“

hauptsächlich als Beimischprodukt vermarktet. „Inzwischen liefern wir eigentlich in fast jedes Nachbarland.“ Wachstumspotenziale für Biomethan in den Ländern um Deutschland sind seiner Ansicht nach zwar gegeben, „allerdings werden wir kein Wachstum in der Größenordnung wie in Deutschland in den vergangenen Jahren mehr erleben.“ Umso größere Bedeutung kommt in diesem Zusammenhang dem ersten Einspeiseprojekt in Ungarn zu. Landwärme betrat dabei Neuland, denn in Ungarn gab es zuvor weder eine Gasnetzzugangsverordnung noch Qualitätskriterien für Biomethan. „Das Projekt war bürokratisch zwar aufwendig, aber ein erster Schritt, der auch auf andere osteuropäische Staaten übertragbar ist“, so Elek. In Osteuropa gibt es noch keine Infrastruktur an Biogasanlagen, die für eine Rohstoffkonkurrenz sorgen. Hier sind seiner Ansicht nach noch Potenziale verfügbar und besonders biogene Reststoffe vergleichsweise günstig zu bekommen, so dass auch der Bau groß dimensionierter Anlagen möglich ist. „Das bietet die Chance, dort Biomethan zu sehr guten Konditionen zu erzeugen“, betont Elek. Weitere Projekte in Osteuropa sollen daher folgen. 

Auszeit für gewisse Stunden Bei negativen Strompreisen soll die KWK-Förderung künftig später ausgezahlt werden. Dadurch droht mehr Bürokratie und Mini-KWK-Anlagen eine pauschale Förderkürzung. VON MARKUS GAILFUSS UND MICHAEL PECKA

ie Bundesregierung will die KWK-Förderung in Zeiten mit negativen Strompreisen künftig aussetzen, um eine Konkurrenz zu den nicht regelbaren erneuerbaren Energien auszuschließen. Die neue Regelung in § 7 Abs. 7 des Entwurfs zum KWK-Gesetz 2016 soll verhindern, dass durch eine Förderung des KWK-Betriebes Fehlanreize in Zeiten mit hohem Stromangebot gesetzt werden. Ausschlaggebend soll sein, ob der Wert der Stundenkontrakte für die Preiszone Deutschland/Österreich am Spotmarkt der European Power Exchange (Epex Spot) in Paris Null oder negativ ist. Im vergangenen Jahr bildeten sich in insgesamt 64 Stunden negative Strompreise am Spotmarkt, die sich auf neun Tage verteilten. Im Zeitraum Januar bis September 2015 kamen bereits 97 negative Stundenkontrakte, verteilt auf 15 Kalendertage, an der Epex Spot zustande. Das Phänomen trat in der jüngeren Vergangenheit fast ausschließlich im Herbst bis Frühjahr auf – sehr selten hingegen im Hochsommer.

Gemäß den Mitteilungspflichten des aktuellen KWK-Gesetzesentwurfs (§ 15 Abs. 4) müssen alle KWK-Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber künftig jene Strommengen melden, die während der Stundenkontrakte mit negativen Strompreisen eingespeist wurden. Bei einer Leistung über 2 MW muss der KWK-Anlagenbetreiber zusätzlich auch dem Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle darüber berichten. Erfolgt keine Meldung, verringert sich der Förderanspruch im Zeitraum mit negativen Spotpreisen um fünf Prozent pro Kalendertag. Betreiber, die ihre KWK-Anlagen in Zeiten mit negativen Strompreisen nicht abschalten, diesen Weiterbetrieb aber melden, droht keine Begrenzung der Förderung. Auch in diesem Fall wird die Auszahlung der KWK-Zuschlagszahlungen während der negativen Stundenkontrakte lediglich ausgesetzt. Dem Anlagenbetreiber wird die Förderung dann zu einem späteren Zeitpunkt ausbezahlt, da die Vollbenutzungsstunden ohne Auszahlungen nicht auf die Förderdauer angerechnet werden. Für Betreiber von Mini-KWK-

Anlagen, die über keine registrierende Leistungsmessung verfügen, ergeben sich gegebenenfalls gravierende negative Auswirkungen aufgrund der konkreten pauschalen Kürzung.

Meldepﬂichten für KWK-Anlagenbetreiber Die neue Regelung soll offenbar verhindern, dass für KWK-Anlagen, die in der Fernwärmewirtschaft den KWK-Strom fast ausschließlich ins Netz der allgemeinen Versorgung einspeisen, Anreize zum Weiterbetrieb in Zeiten mit Stromüberschüssen existieren. Dabei werden schon heute KWK-Anlagen, die größtenteils ins Netz der allgemeinen Versorgung einspeisen, in Zeiten geringer Strompreise vom Netz genommen, sofern dem nicht andere Gründe wie eine wärmeseitige Versorgungspflicht entgegen stehen. Ob die neue Regelung auch eine Lenkungswirkung auf KWK-Anlagen entfaltet, deren Strom innerhalb der Kundenanlage genutzt

oder selbst verbraucht wird, erscheint fraglich. Aus guten Gründen sieht das KWKGesetz an einigen Stellen vereinfachende Ausnahmereglungen für kleineren BHKW-Anlagen vor, wie zum Beispiel der Verzicht auf eine registrierende Lastgangmessung. Durch die nun geplante Regelung bei negativen Stundenkontrakten werden diese Vereinfachungen konterkariert. Vielen KWK-Anlagenbetreibern droht eine

pauschale Kürzung in Höhe von sechs bis zehn Prozent der KWK-Zuschlagszahlungen pro Jahr. Der finanzielle Aufwand für die Messung und Meldung der Strommengen bei negativen Stundenkontrakten dürfte die pauschale Kürzung in den meisten Fällen deutlich übersteigen. Nach Ansicht des BHKW-Infozentrums Rastatt sollte daher unbedingt eine Bagatellgrenze von 100 kW in das Gesetz aufgenommen werden. 

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15. Dezember 2015

Bild: Gewobag

Jens Goldmund: „Im Wettbewerb ergeben sich erhebliche Produktvorteile, die wir an unsere Mieter weitergeben können“

it insgesamt rund 58 000 Wohnungen zählt die Gewobag zu den größten Immobilienunternehmen in Deutschland. Im Juni vergangenen Jahres gründete das kommunale Unternehmen des Landes Berlin die Gewobagv Energie- und Dienstleistungsgesellschaft mbH (ED). „Ziel ist, das Energiemanagement durch eine klare Struktur und Spezialisierung systematisch zu verbessern und auszubauen“, erklärt Jens Goldmund, Geschäftsführer der Gewobag ED. Neben der Etablierung eines Energiemanagementsystems und der Umstellung auf eine gewerbliche Wärmeversorgung verfolgt die neue Tochtergesellschaft eine BHKWOffensive. An Standorten, an denen der Einbau einer KWK-Anlage technisch und wirtschaftlich sinnvoll ist, soll den Mietern neben Wärme auch das Produkt „Quartier-Strom“ angeboten werden. Goldmund spricht von „neun Quartier-Strom-Projekten, die wir bislang

umgesetzt haben“. An vier Standorten in Berlin können seinen Angaben zufolge rund 4 300 Mieter mit Strom versorgt werden. Unter anderem in der Wohnanlage Tegel-Süd im Bezirk Reinickendorf. In der dortigen Biedenkopfer Straße, der Engellstraße sowie der Berliner Straße betreibt die Gasag Contracting GmbH seit über einem Jahrzehnt BHKW für die Wohnbaugesellschaft. Ein Teil der KWK-Anlagen wurde bis Jahresende 2014 durch effizientere und leistungsstärkere Aggregate ersetzt. „Das Energiemanagement für die Gewobag-Wohnanlage in TegelSüd ist für uns ein weiterer Meilenstein beim Ausbau unserer Expertise für energetische Quartiersentwicklungen“, sagt Frank Mattat, Geschäftsführer der Gasag Contracting GmbH, über das Projekt. Im nahegelegenen Heizkraftwerk am Bottroper Weg hat die Vattenfall Europe New Energy Services GmbH im Juni ein BHKW in Betrieb genommen, das neben Wärme für rund 1 700 Haushalte sowie zwei Kitas und Gewerbeimmo-

Strom aus Berliner Kellern

Die kommunale Gewobag Wohnungsbau-Aktiengesellschaft Berlin setzt mit ihrer Tochtergesellschaft auf Mieterstrom-Modelle. VON MICHAEL PECKA

bilien auch Strom erzeugt. Mit der Erzeugungsanlage können laut Vattenfall „die bisherigen warmen Betriebskosten auch bei steigenden Energiepreisen möglichst stabil gehalten oder im Vergleich zu der vorherigen Versorgung gegebenenfalls sogar gesenkt werden“. Seit Juni können auch Mieter der Gewobag-Wohnungen am Klausenerplatz sowie am Spandauer Damm in BerlinCharlottenburg neben Wärme auch KWK-Strom beziehen. Diese zwei Mieterstrom-Projekte realisierte die Urbana Energiedienste GmbH.

Machbarkeitsstudie identiﬁziert 60 Standorte Dass die Berliner Immobiliengesellschaft mit mehreren Contractoren kooperiert, ergibt sich aus der Notwendigkeit, entsprechende Projekte öffentlich auszuschreiben. Das Kommunalunternehmen profitiert laut Goldmund aber auch von den Erfahrungen der unterschiedlichen Dienstleister: „Im Wettbewerb ergeben sich

Letzte Änderungen im KWK-Gesetz Das vom Bundestag beschlossene Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz 2016 unterscheidet sich in einigen Punkten vom ursprünglichen Gesetzesentwurf der Bundesergierung. VON MARKUS GAILFUSS UND MICHAEL PECKA

m Wirtschaftsausschuss des Bundestages wurde am 2. Dezember eine Beschlussempfehlung für den „Entwurf eines Gesetzes zur Neuregelung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG 2016)“ verabschiedet. Am 3. Dezember hat der Bundestag in 2. und 3. Lesung für die Gesetzesnovelle gestimmt. Im Vergleich zum Regierungsentwurf wurden noch einige Änderungen vorgenommen. Nach langen Diskussionen im Vorfeld wurde im letzten Moment unter anderem nochmals die Zielsetzung des Gesetzes geändert. Es soll zu einer Erhöhung der Nettostromerzeugung aus KWKAnlagen auf 110 TWh bis 2020 sowie auf 120 TWh bis zum Jahr 2025 führen (§1 Abs. 1). Durch die Änderungen wird das KWK-Ausbauziel präzisiert und eine Perspektive für den KWK-Zubau bis zum Jahr 2025 geschaffen. Das neue Gesetz gilt für KWK-Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2022 in Dauerbetrieb genommen wurden (§6 Abs. 1 Nr. 1). Der Förderzeitraum für KWK-Anlagen bis 50 kW elektrischer Leistung wurde von den im Regierungsentwurf avisierten 45 000 auf 60 000 Vollbenutzungsstunden erhöht (§8 Abs. 1). Das bedeutet für den überwiegenden Teil der in diesem Leistungsbereich installierten KWK-Anlagen eine längere Vergütungsdauer als nach der bisher geltenden Regelung des KWKG 2012. Im derzeit geltenden KWK-Gesetz wird ein Förderzeitraum von zehn Jahren beziehungsweise 30 000 Vollbenutzungsstunden gewährt. Die Bundestagsfraktionen folgen damit dem im Rahmen des KWKG-Monitoringberichtes entwickel-

tem Vorschlag von Prognos, dem Fraunhofer IFAM, Fraunhofer IREES sowie von BHKW-Consult. Mikro-KWK-Anlagen bis 2 kW elektrische Leistung können die KWK-Zuschlagszahlungen über 60 000 Vollbenutzungsstunden als pauschale Einmalzahlung erhalten. Je Kilowatt entspricht dies einer Förderung in Höhe von 2 400 Euro. Bisher erhielten Mikro-KWK-Anlagen eine Pauschale in Höhe von 1 623 Euro/kW. Grundsätzlich besteht im Rahmen des neuen KWK-Gesetzes nur ein Anspruch auf Zahlung eines Zuschlags für KWKStrom, der in ein Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist wird. In den bisherigen Entwürfen existierten Ausnahmen für kleine KWK-Anlagen mit einer elektrischen Leistung bis 100 kW sowie

für Anlagen, die in der stromintensiven Industrie genutzt werden (§6 Abs. 4). Der Ausnahmetatbestand wird nun für KWK-Anlagenbetreiber erweitert, die KWK-Strom an Letztverbraucher in einer Kundenanlage oder in einem geschlossenen Verteilernetz liefern und für diesen KWK-Strom die volle EEG-Umlage entrichten (§6 Abs. 4 Nr. 2). Diese Regelung betrifft beispielsweise Betreiber von industriellen KWK-Anlagen in geschlossen Verteilernetzen, aber auch Betreiber von KWK-Anlagen in Mieterstromkonzepten. Die Energiedienstleister erhalten für den Leistungsanteil bis zu 50 kW 4 Ct/kWh, für den KWKLeistungsanteil über 50 und bis 100 kW 3 Ct/kWh, für den Leistungsanteil von 100 bis 250 kW 2 Ct/kWh, für den Leis-

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erhebliche Produktvorteile, die wir an unsere Mieter in Form von günstiger Energie und einem Beitrag zur Umweltentlastung weitergeben können.“ Denn seiner Aussage zufolge „spielt der attraktive Preis bei der Entscheidung für Quartier-Strom eine ganz entscheidende Rolle“. Abhängig vom jeweiligen Stromverbrauch könne der Kunde zehn bis 15 Prozent gegenüber dem Tarif des örtlichen Grundversorgers einsparen. Letztlich hängt das Angebot jedoch „vom Quartier und den technischen Rahmenbedingungen ab, insbesondere von der Größe des zu installierenden Blockheizkraftwerkes“, so Goldmund. Gleichzeitig setzt die Gewobag ED auf die Identifikation der Bewohner mit „ihrem“ BHKW im Keller. „Unsere Erfahrungen beweisen, dass sich die Bewohner eines Quartiers für Fragen der Energieerzeugung vor Ort sensibilisieren lassen“, betont Goldmund. Das Interesse an dem Stromprodukt sei groß. Im Juli kündigte die Wohnungsbaugesellschaft die größte Wachs-

tumsoffensive in ihrer rund 95-jährigen Unternehmensgeschichte an. Mit einem Investitionsvolumen von 2,5 Mrd. Euro sollen innerhalb der nächsten zehn Jahre rund 10 000 neue Wohnungen sowie etwa 4 000 Wohnungen durch Zukäufe hinzukommen. „In den vergangenen 15 Jahren lag der Fokus auf der Bewirtschaftung von Wohnungen. Jetzt haben wir die große Chance, in erheblichem Umfang neuen, zeitgemäßen und sozialverträglichen Wohnraum für alle Bevölkerungsgruppen zu schaffen“, kommentierte Snezana Michaelis, Vorstand der Gewobag, den neuen Wachstumskurs. Bereits im Vorfeld wurden mit einer Machbarkeitsstudie die Möglichkeiten der BHKW-Offensive ausgelotet. „An insgesamt etwa 60 Standorten sehen wir Potenzial für QuartierStrom“, betont Goldmund. Deren Erschließung soll in den kommenden Monaten und Jahren folgen – sowohl im Immobilien-Bestand als auch im Neubau. 

tungsanteil zwischen 250 kW bis 2 MW 1,5 Ct/kWh und für den Leistungsanteil von mehr als 2 MW 1 Ct/kWh (§7 Abs. 2 Nr. 2). Positiv zu werten sind die veränderten Bedingungen bei den Übergangsregelungen beziehungsweise die großzügigeren Fristen. Die Kriterien für die verbindliche Bestellung einer KWK-Anlage und einer immissionsschutzrechtlichen Genehmigung werden gleichgestellt. Auch für KWKModule, die der immissionsschutzrechtlichen Genehmigungspflicht unterliegen, reicht eine verbindliche Bestellung bis zum 31. Dezember 2015. Die Inbetriebnahme des BHKW muss bis zum 31. Dezember 2016 erfolgen (§35 Abs. 3). Die ursprüngliche Frist im Regierungsentwurf war auf Jahresmitte 2016 terminiert. Im KWK-Gesetz 2016 wird darüber hinaus eine gesonderte Übergangsregelung für ORC- und Brennstoffzellen-Anlagen eingeführt, um einen nahtlosen Übergang zur Förderung aus den geplanten Förderprogrammen des BMWi zu gewährleisten, die im Laufe des kommenden Jahres aufgelegt wer-

den. Betreiber von ORC-Modulen und Brennstoffzellen-Heizgeräten können alternativ eine Vergütung nach dem KWK-Gesetz 2012 in Anspruch nehmen, wenn eine verbindliche Bestellung der Anlage bis zum 31. Dezember 2016 und die Inbetriebnahme bis Jahresende 2017 erfolgt (§35 Abs. 4). Gegenüber den bisherigen Entwürfen wurden die Anforderungen an die Anrechnung von industrieller Abwärme und Wärme aus erneuerbarer Energien auf die für eine Förderung von Netzvorhaben erforderliche KWKWärmequote in Höhe von 60 Prozent vereinfacht (§18). Die Mindest-KWKWärmequote soll demnach 25 Prozent betragen. Gleiches gilt für die Anrechenbarkeit der Voraussetzungen für eine Speicherförderung (§22). Das neue KWK-Gesetz wird eine flexiblere Handhabung des Kostendeckels für Wärmenetze- und Speicher ermöglichen. Solange das Gesamtbudget für die KWK-Tarife (1,5 Mrd. Euro) eingehalten werden kann, soll die Obergrenze für die Förderung von Netzen und Speichern in Höhe von 150 Mio. Euro ausgesetzt werden (§29 Abs. 2). 

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„Selbstverständlich ist nicht alles intakt“

Das geht in Ordnung und lässt mich nicht unruhig schlafen.

„Bei den Reaktionszeiten haben wir die Nase vorne“ : Die Dominanz der wenigen großen Anbieter ist aber doch eklatant. Hoffen Sie nicht insgeheim, dass das Bundeskartellamt dort mal so richtig aufräumt? Partes: Es gibt statistische Erhebungen, wonach die fünf größten Anbieter einen Marktanteil von rund 87 Prozent halten. Die übrigen 13 Prozent entfallen auf die große Zahl der kleinen, zumeist lokal tätigen Anbieter. An dieser Marktaufteilung wird auch das Bundeskartellamt nichts ändern. Ein Unternehmen wie wir, das lediglich über rund ein Dutzend Mitarbeiter verfügt und primär lokal im Bergischen Land tätig ist, wird niemals auf Augenhöhe mit einer Techem agieren, die rund 3 500 Mitarbeiter hat und bundesweit über zahlreiche Niederlassungen verfügt. Das bedeutet aber nicht, dass wir uns dem Wettbewerb mit den Großen der Branche nicht stellen. Im Gegenteil: In unserer Heimatregion im Bergischen Land können wir vielfach durch unsere Ortsnähe punkten. Bei Anfragen haben wir bei den Reaktionszeiten zumeist die Nase vorne und geben innerhalb kürzester Zeit eine Antwort. Darüber hinaus legen wir großen Wert auf enge persönliche Beziehungen zu unseren

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Christian Partes: „Mal haben die Großen im Preiskampf die Nase vorne und mal die Kleinen“ Bild: privat

Über den Markt für Messdienstleistungen sprach Lino Elders* mit Christian Partes, Geschäftsführer der Alpha Mess BergischLand GmbH & Co. KG, Wuppertal.

: Herr Partes, der Markt für die Ablesung von Heiz- und Warmwasserkosten wird von wenigen großen Anbietern dominiert. Das hat jüngst das Bundeskartellamt auf den Plan gerufen. Partes: Das Bundeskartellamt ist in der Tat tätig geworden. Die 8. Beschlussabteilung hat Anfang Juli dieses Jahres eine „Sektoruntersuchung Submetering“ eingeleitet und einen entsprechenden Fragebogen an die Marktakteure versandt. Auch wir haben einen solchen Bogen erhalten. Mit der Untersuchung nimmt das Kartellamt den Markt für die verbrauchsabhängige Erfassung und Abrechnung der Wärme-, Wasser- und Warmwasserkosten in Wohngebäuden und Gewerbeeinheiten näher unter die Lupe. Mit den Ergebnissen wird im kommenden Jahr gerechnet. Die Einleitung einer Sektoruntersuchung bedeutet aber nicht, dass unsere Branche unter Generalverdacht steht. Sektoruntersuchungen dienen dem Kartellamt primär dazu, die Strukturen und Wettbewerbsbedingungen in bestimmten Märkten zu analysieren. Diese Untersuchungen richten sich nicht gegen einzelne Unternehmen und gehen insbesondere keinem konkreten Verdacht auf einen Kartellverstoß nach. Gegenstand früherer Sektoruntersuchungen waren etwa die Märkte für Walzasphalt, Fernwärme oder Milch. Jetzt ist eben der Markt für Submetering an der Reihe.

FRAGT NACHGE

Kunden. Niemand, der bei uns anruft, gelangt in die Warteschleife einer Telefon-Hotline, die lediglich durch Callcenter-Mitarbeiter besetzt ist. : Haben die kleinen Anbieter denn die Möglichkeit, beim Preis mitzuhalten? Partes: Wie fast überall im Wirtschaftsleben, entscheidet auch in unserer Branche vielfach der Preis darüber, ob man den Zuschlag auf ein Angebot erhält oder nicht. Da haben Sie recht. Erhebliche Preisunterschiede zwischen den verschiedenen Marktakteuren kann ich aber nicht feststellen. Die großen Anbieter haben dadurch einen Vorteil, dass sie ihre Messtechnik vielfach selbst herstellen, während die kleinen Anbieter darauf angewiesen sind, die Messtechnik bei Fremdherstellern einzukaufen. Durch diese verkürzte Wertschöpfungskette können die Großen beim Verkauf beziehungsweise bei der Vermietung ihrer Messgeräte deutlich bessere Kon-

ditionen aufrufen als die Kleinen. Im Gegenzug bieten die kleinen Akteure bei der Messdienstleistung günstigere Preise an. Sie haben eben nicht den gewaltigen Kostenapparat für Personal und Infrastruktureinrichtungen. Alles in allem gilt: Mal haben die Großen im Preiskampf die Nase vorne und mal die Kleinen. : Der Markt ist also intakt und der Preiswettbewerb funktioniert. Sehen Sie wirklich keine Hemmnisse? Partes: Selbstverständlich ist nicht alles intakt. So sehe ich es als Hemmnis an, dass die Verträge zur Überlassung von Messtechnik zumeist über zehn Jahre abgeschlossen werden und in dieser Zeit der Kunde faktisch an den Anbieter gebunden ist, und zwar nicht nur hinsichtlich der Überlassung der Messtechnik, sondern auch hinsichtlich der Dienstleistung der Ablesung und Abrechnung. Es ist wohl möglich, die Überlassung der Technik und die Dienstleistung der Ablesung und Abrechnung zu ent-

koppeln und durch zwei verschiedene Anbieter durchführen zu lassen. Jedoch ist das nicht nur unüblich, sondern stößt auch an technische Grenzen. So haben die kleinen Anbieter oftmals gar nicht die Ableseempfänger, um sämtliche am Markt eingesetzten Messeinrichtungen per Funk auszulesen. Außerdem kommt es vor, dass der Anbieter bei einem Austausch einzelner Messgeräte, etwa wegen einem Defekt oder dem Austausch des Heizkörpers, für das neue Gerät nicht die Restlaufzeit des Vertrages ansetzt, sondern erneut auf Abschluss eines ZehnJahres-Vertrages pocht. Das führt dazu, dass das Laufzeitende der Verträge innerhalb eines Wohnobjektes uneinheitlich ist, was den Anbieterwechsel für den Kunden erheblich erschwert. Das bringt mich zur Weißglut. Insgesamt sehe ich die Marktentwicklung aber zuversichtlich.  * Lino Elders, Forum Contracting e.V., Düsseldorf

Gut gelernt bei LEEN Die Océ Printing Systems war und ist erfolgreicher Teilnehmer an einem lernenden Energieeffizienz-Netzwerk. VON HELMUT SENDNER

igentlich hätte sich Harald Metzger den zusätzlichen Arbeitsaufwand nicht antun müssen, denn er wird dafür bezahlt (und danach bewertet), dass er die Energiekosten kontinuierlich reduziert. Metzger ist Manager Technical FM, Real Estate & Facility Services bei Océ im südbayerischen Poing, einem Tochterunternehmen des japanischen Canon-Konzerns, und der, so Metzger, „legt sehr viel Wert auf Energieeffizienz, wir müssen Jahr für Jahr 1,2 Prozent Ener-

gie einsparen“. In diesem Jahr wird das Soll übererfüllt, „wir werden 1,5 Prozent schaffen“, das wusste der Facility Manager schon im Oktober, denn Metzger muss seinen Energie-Report monatlich nach Japan schicken. Es gibt für alle Verbräuche nicht absolute Summen, sondern klare Kennzahlen, damit zum Beispiel ein warmer Winter nicht die Fernwärmerechnung schönt. Dafür werden Heizgradtage in die Bewertung mit einbezogen. Für das Rechenzentrum gilt der PUE, der Power UsageEffectivness-Faktor, bei

dem der Energieverbrauch des Rechenzentrums Monat für Monat durch den Energieverbrauch der installierten Server dividiert wird. Erfolgsfaktor für Metzger und seine Mannen ist die Reduktion des spezifischen Energieverbrauchs für alles, was sich in den Océ-Hallen mechanisch bewegt, was heizt und kühlt, was leuchtet oder Datenströme bewegt. Motiviert durch seinen Chef, hat er bereits 2011 damit begonnen, an den mittlerweile 30 LEEN-Pilotnetzwerken teilzunehmen. LEEN steht für Lernen-

Harald Metzger: „Die gegenseitige Befruchtung ist sehr wertvoll“

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EFFIZIENZ

15. Dezember 2015

de Energieeffizienz-Netzwerke. Begeistert war Metzger auf Anhieb nicht von der Idee, denn schließlich befürchtete er eine zusätzliche Belastung über den stressigen Alltag hinaus. Aber das LEEN-Konzept überzeugte ihn, er trat dem Netzwerk bei, es wurde 2014 offiziell beendet – und Metzger verlängerte. Bis heute trifft er sich regelmäßig mit Kollegen aus anderen Betrieben zum Erfahrungsaustausch.

Die Energiekosten um 336 000 Euro jährlich gesenkt „Im Nachhinein muss ich sagen, dass sich die Beteiligung wirklich gelohnt hat. Die Netzwerke sind sehr professionell aufgebaut, man befruchtet sich gegenseitig und muss das Rad nicht neu erfinden. Einfach eine tolle Geschichte“, so die Bilanz von Metzger. In nüchternen Zahlen ausgedrückt: Durch die während der drei Jahre umgesetzten Effizienzmaßnahmen haben sich die jährlichen Energiekosten von Océ um 336 008 Euro reduziert, die CO2-Emissionen sind um 1 008 Tonnen gesunken, oder wie Metzger es beziffert: „Wir haben eine Energieeffizienzsteigerung von 8,8 Prozent und eine Absenkung der CO2-Emissionen von 9,8 Prozent erreicht.“ Mit 150 000 Euro jährlicher Kosteneinsparung und einer CO2-Reduktion von 336 Tonnen waren Maßnahmen an der Fernwärmeversorgung aus einer Geothermie-Anlage der Bayernwerk Natur die wirkungsvollsten, und wie Metzger sagt, „sicherlich auch unsere größte Herausforderung“. Es ging um die Senkung der Rücklauftemperatur des warmen Wassers aus der Tiefe. Angeliefert wird es mit 85 °C, rückgeliefert wurde es mit 55 °C. „Nun sind wir im Schnitt bei 35 °C“, erzählt Metzger, und das sei „eine große Leistung“. Erreicht wurde diese durch vielerlei Maßnahmen wie den Einsatz von drehzahlgeregelten Heizungspumpen mit geringerer Leistung, den Umbau von Warmwasserbereitern auf Durchlauferhitzer sowie die Begrenzung der Heizkörper-Thermostatventile beziehungsweise der Rücklaufverschraubungen. Der zweitgrößte Posten in der positiven Energiebilanz war die Optimierung der raumlufttechnischen Anlagen, gefolgt von der automatischen Abschaltung der Hallenbeleuchtung, der Wärmerückgewinnung an den Druckluftkompressoren, dem Einbau eines Kältetrockners und der Reduzierung der Leerlaufleistung. Last but not least: Am Zaun des riesigen Firmengeländes wurden effizientere Leuchten installiert – 12 000 Euro jährliche Kosteneinsparung.

dass diese gegenseitige Befruchtung sehr wertvoll ist.“ Die Pilotnetzwerke waren für die Teilnehmer kostenlos weil staatlich gefördert, jetzt müssen sie einen jährlichen Obolus von 6 000 Euro an den Organisator, die Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE), entrichten. Für Metzger und seine Geschäftsführung wohl kein Hinderungsgrund: „Wir machen das trotzdem, weil die das sehr gut steuern.“ Bei rund zwei Millionen Euro jährlich liegt die Océ-Rechnung für alle Ener-

gieträger einschließlich Wasser, bei zuletzt jährlich eingesparten 336 000 Euro dürften sich die 6 000 Euro schnell amortisieren. Und was hat Metzger für die Zukunft vor, nachdem die tief hängenden Früchte geerntet sind? „Wir planen im großen Stil bei der Beleuchtung den Austausch hin zu LED“, so sein Vorhaben. Ein weiteres Projekt ist die Wärmerückgewinnung bei den Druckern. „Wir haben sehr viele Hochleistungsdrucker instal-

ten 450 kW Leistung bekommen wir intern immer weg.“ Denn selbst an Sonntagen würde das Rechenzentrum den Sonnenstrom schlucken. Sicher ist sich Metzger noch nicht, ob die Investition genehmigt wird: „Wir gehen von einer Amortisationszeit von neun Jahren aus.“ Mit zehn Mitarbeitern organisiert Metzger das gesamte technische Gebäudemanagement und das Energieeffizienzgeschehen in Poing, und mit LEEN will er weiter lernen. 

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450 kW Photovoltaik für den Eigenverbrauch geplant Jegliche Effizienzmaßnahmen werden bewertet nach den strengen Regeln des ROI, des Return on Investment: In welchem Zeitraum fließt das investierte Kapital zurück? Und da wird eben genau betrachtet, wie lange eine Produktionsmaschine noch laufen soll, welche Lebensdauer eine Leuchte hat … „Da spielt vieles rein bei diesen Effizienzmaßnahmen“, weiß Metzger aus Erfahrung, und er ist sich bewusst, dass, wie es neudeutsch heißt, „die low hanging fruits zum großen Teil geerntet wurden, jetzt wird es schwieriger“, ist dem Effizienz-Manager klar. Umso mehr verspricht er sich von der weiteren Teilnahme am LEEN-Netzwerk: „Wir sind einfach davon überzeugt,

liert, die in Vollfarbe 2 000 Blatt pro Minute auswerfen, die sehr schnell getrocknet werden müssen. Die dafür notwendige Energie wollen wir in Zukunft in die Heizung fließen lassen“, erklärt der Facility Manager, dessen größtes Vorhaben allerdings die Stromeigenerzeugung mit Photovoltaik ist. Auf dem Océ-Gelände stehen fünf Hallen mit jeweils 6 500 Quadratmetern Dachfläche. Eine davon will Metzger mit Solarzellen bestücken. „Den Strom aus den geplan-

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KRAFTWERKE

15. Dezember 2015

Große Hoffnungen auf Brennstoffzellen

Der 2008 begonnene und jetzt ausgelaufene Praxistest von Brennstoffzellen heizgeräten − Callux − mündet direkt in deren Markteinführung, die vom Bund unterstützt wird. VON PETER FOCHT

ie Brennstoffzelle ist eine wichtige Option für eine nachhaltige Energieversorgung von Gebäuden“, sagte Norbert Barthle am 26. November in Berlin. Das Leuchtturmprojekt Callux habe sich gelohnt, resümierte er zum Abschluss des bundesweit größten Praxistests für Brennstoffzellenheizgeräte, an dessen Ende marktfähige, wenn auch noch sehr teure kleine Blockheizkraftwerke auf Brennstoffzellenbasis stehen. Sie sollen als Alternative zu herkömmlichen Heizkesseln Wärme und dazu noch Strom erzeugen. Das

Projekt wurde mit 75 Mio. Euro gefördert. Etwa 36 Mio. Euro kamen vom Bund, der Rest von den beteiligten Unternehmen. Ziel der 2016 mit einer angekündigten Förderung durch das Bundeswirtschaftsministerium startenden Markteinführung ist nun, bis 2020 etwa 25 000 und bis 2030 gut 300 000 Brennstoffzellen in Heizkellern zu installieren. Die im Rahmen von Callux entwickelten Geräte sind nicht die einzigen, die dafür angeboten werden. Laut Initiative Brennstoffzelle gibt es inzwischen neun Geräte, die schon am

Markt oder kurz vor der Einführung sind. Die an Callux beteiligten Heiztechnikhersteller Baxi Innotech, Hexis und Vaillant hatten in den vergangenen sieben Jahren gemeinsam mit den Energieversorgern EnBW, Eon, EWE, MVV Energie und VNG fast 474 Brennstoffzellen installiert, betrieben und messtechnisch begleitet. In rund fünf Millionen Betriebsstunden wurden eine durchschnittliche Verfügbarkeit der Geräte von 96 Prozent und StackLaufzeiten von über 20 000 Stunden erreicht. „Die Technik funktioniert“,

stellte Alexander Dauensteiner, Callux-Sprecher und Produktmanager bei Vaillant, fest.

Hoher Wirkungsgrad und für virtuelles Kraftwerk geeignet Als Hauptvorteil der mit Erdgas betriebenen Brennstoffzellen gilt ihre hohe Effizienz. Die Geräte erreichten elektrische Wirkungsgrade bis zu 30 Prozent und Gesamtwirkungsgrade von 90 Prozent. Damit verbunden ist ein vergleichbar niedriger Treibhausgasausstoß. Die Callux-Geräte produzierten durchschnittlich 1,2 t jährlich weniger CO2, als entstanden wäre, wenn die Wärme in Brennwertkesseln erzeugt und der Strom aus dem Netz bezogen worden wäre. Als technischer Pluspunkt zu verbuchen ist auch, dass die Brennstoffzellen über die im Rahmen des Projektes entwickelte CalluxBox, eine Standard-Schnittstelle zur Einbindung in eine zentrale Steuerung, in ein virtuelles Kraftwerk integriert werden könnten. Ein Nachteil von Brennstoffzellen sind immer noch die hohen Kosten – genannt wurden etwa 25 000 Euro pro Heizgerät. Die Hersteller berichten zwar, dass die Gerätekosten

im Rahmen von Callux um mehr als 60 Prozent reduziert werden konnten, hoffen jedoch darauf, dass die Markteinführung und die damit verbundenen größeren Stückzahlen zu weiteren Senkungen beitragen. Ziel sei, auch ohne Förderung wettbewerbsfähig mit anderen Energieerzeugern zu werden, kündigte Dauensteiner an. Die technische Entwicklung lief nicht immer glatt. Nur Hexis blieb bei der von Anfang an genutzten SOFC-Brennstoffzellentechnolgie, Vaillant wechselte mehrmals die Pferde und landete am Ende auch bei dieser Technologie. Baxi beendete die eigenständige Brennstoffzellenentwicklung und stieg auf japanische Technologie um. „Eine solche Entwicklung läuft nie nach Plan“, räumt Dauensteiner ein und sprach von „ganz vielen Rückschlägen“. Auch Marktforschung, Verbraucherinformation und Schulungen von Heizungsinstallateuren waren Teil des Callux-Projektes. Die CalluxFörderung kam aus dem Nationalen Innovationsprogramm Wasserstoffund Brennstoffzellentechnologie. Die Projektkoordination war Aufgabe des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg. 

Moorburg offiziell eingeweiht

Für Vattenfall war Moorburg wohl die letzte Investition in ein fossiles Großkraftwerk, ist am Rande der Veranstaltung zu hören. Der schwedische Energiekonzern hat sich wahrlich schwergetan mit dem Projekt im Hamburger Hafen. Vor elf Jahren begann die pannenreiche Projekt- und Bauphase, die nun mit der Einweihung abgeschlossen werden konnte. Probleme an den Schweißnähten der Kessel und strengere Auflagen zur Kühlwasserentnahme aus der Elbe warfen die Zeitplanungen immer wieder zurück. „Die Entscheidung, während der Bauphase zusätzlich noch einen Hybridkühlturm zur errichten, kam einer Operation am offenen Herzen gleich“, meinte Projektleiter Udo Gade rückblickend. Mit dem neuen 200 Mio. Euro teuren Hybridkühlturm kann Vattenfall das neue Kraftwerk nun ganzjährig betreiben. Andernfalls hätte an durchschnittlich 250 Tagen im Jahr die Anlage gedrosselt werden müssen, weil Wassertempera-

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Bild: E&M/Kai Eckert

it dem symbolischen Druck auf einen roten Knopf haben Hamburgs Erster Bürgermeister Olaf Scholz, Vattenfall-Vorstandschef Magnus Hall und Tuomo Hatakka, Vorsitzender der Geschäftsführung der deutschen Vattenfall GmbH, am 19. November das Steinkohlekraftwerk Moorburg im Hamburger Hafen eingeweiht. Passiert ist dabei nichts − und das ist durchaus charakteristisch für dieses Kraftwerksprojekt. Das 3 Mrd. Euro teure Kraftwerk war zum Festakt offline. Block B, der ursprünglich still und leise Ende Februar dieses Jahres nach einjährigem Probebetrieb in den kommerziellen Regelbetrieb ging, war zur Jahresrevision abgeschaltet. Auch Block A, der Ende August nachzog, lief am offiziellen Eröffnungstag nicht. Sturmtief Ivan sorgte indes für hohe Windkrafteinspeisungen in Norddeutschland und so war die Metropolregion auf die Kohleverstromung in Moorburg nicht angewiesen.

Bild: Kai Eckert

Mit Flexibilität will Vattenfall mit ihrem Steinkohlekraftwerk Hamburg-Moorburg im volatilen Energiemarkt punkten. VON KAI ECKERT

Tuomo Hatakka, Olaf Scholz und Magnus Hall (v.l.) nehmen symbolisch das Kohlekraftwerk Moorburg in Betrieb turen oder Sauerstoffgehalt eine Kühlwasserentnahme eingeschränkt hätten. Am Standort Moorburg wurde seit 1974 bereits ein mit Gas und Öl befeuertes Kraftwerk betrieben, das zunehmend mit den damals neuen Kernkraftwerken konkurrieren musste. Letztlich wurde die Anlage auch als

Reservekraftwerk unrentabel und 2001 stillgelegt. Vattenfall hatte zunächst als Neubau eine GuD-Anlage geplant, das Kraftwerksprojekt wurde dann aber immer mehr zum Spielball der Politik. Dies deutete auch Hamburgs Bürgermeister Olaf Scholz in seiner Eröffnungsrede an: „Auf den Weg gebracht

von einem CDU-Regierungschef, genehmigt von einer grünen Umweltsenatorin und eingeweiht von einem sozialdemokratischen Bürgermeister. Mehr geht nicht.“ Auf Drängen des vom damaligen Hamburger Bürgermeister Ole von Beust (CDU) geführten Senats wurde aus dem geplanten Gasein Kohlekraftwerk, welches ebenfalls auf Intervention der Stadtregierung als Doppelanlage gebaut wurde. Je 827 MW leisten die beiden Kohleblöcke und können jährlich rund 11 Mrd. kWh Strom erzeugen. Eine Menge, mit der der Strombedarf in Hamburg nahezu vollständig gedeckt werden könnte, die in Zeiten wachsender Solar- und Windstromeinspeisungen aber weit über das Ziel hinausschießt. In dem sich wandelnden Energiemarkt muss ein solches Großprojekt seine Nische finden und so setzten die Betreiber auf Flexibilität. Moorburg soll seinen Strom auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz liefern und dabei flexibel die Erzeugung absenken oder erhöhen. Die Leistung des Kraftwerkes kann innerhalb von 15 Minuten um 600 MW hoch- oder runtergefahren werden,

UNTERNEHMEN

15. Dezember 2015

Verbund baut IndustriekundenSegment aus

Die deutsche Verbund-Handelstochter verstärkt ihr Engagement im Industriekundensegment. Die Verbund Trading & Sales will vor allem mit maßgeschneiderten Angeboten punkten. VON HEIDI ROIDER

Töging wurde 1919 erbaut und ist das älteste Wasserkraftwerk am Inn

Bild: Verbund

ie Münchner Verbund-Tochter hat unter anderem ihr Geschäftsfeld mit Industriekunden in den letzten Monaten weiter ausgebaut: „Wir beliefern ab 2016 einen großen deutschen Filialisten mit Strom. Und auch die Belieferung von Bahnstromkunden, die Anfang des Jahres noch in den Kinderschuhen steckte, konnten wir in Kooperation mit den ÖBB (Österreichische Bundesbahnen; d. Red.) erfolgreich vorantreiben. Außerdem konnten wir unser Kundenportfolio in der energieintensiven Industrie durch den Verkauf von strukturierten Strombeschaffungslösungen erweitern“, freut sich Thomas Bächle, Co-Geschäftsführer von Verbund Trading & Sales Deutschland. Das Unternehmen möchte im nächsten Jahr insgesamt 5 TWh Strom aus Wasserkraft an Industriekunden verkaufen. Damit setzen die Münchner ein bereits erprobtes Konzept des Mutterkonzerns um: In Österreich ist Verbund nach eigenem Bekunden führend, mit einem Marktanteil von knapp 20 Prozent. „Es gibt im Segment Industriekunden eine steigende Nachfrage nach Grünstrom“, erklärt Bächle. Zudem werde man Industrie- und Stadtwerkekunden ein erweitertes, maßgeschneidertes Dienstleistungsangebot in den Bereichen Energieeffizienzsteigerung und Vermarktung flexibler Strompositionen anbieten: „Wir sehen hier insbesondere im Intraday-Markt und in den Regelenergiemärkten interessantes zusätzliches Wertschöpfungspotenzial für unsere Kunden“, so Bächle.

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Bislang hatte sich Verbund vor allem auf Stadtwerke konzentriert. Der Versorger hat mehr als 150 Stadtwerke als Partner, ein Großteil davon kauft Strom aus Wasserkraft. Auf Seiten der Stadtwerke sei das Interesse groß, ihr ökologisches Profil zu stärken und aufzuzeigen, wo und wie der Strom für ihre Kunden produziert werde. Co-Geschäftsführerin Ruth Alt-Jansky: „Das wird in unserem Produktangebot rund um die saubere Energie dank Wasserkraft ganz transparent ausgewiesen. Entsprechend bemühen wir uns, unsere Stadtwerkekunden bei der Erfüllung dieser steigenden Erwartungshaltung zu unterstützen: mit Führungen durch Kraftwerke und zahlreiche Öko-Maßnahmen an Flüssen, mit regionalen Veranstaltungen rund um die Erzeugungsquellen oder mit ergänzenden Umweltmaßnahmen wie Fischtreppen. H2Ö-Strom aus Wasserkraft ist ein Qualitätsprodukt mit großem Markterfolg, auf das wir weiterhin setzen.“ Darüber hinaus spielen für Stadtwerke spezielle Dienstleistungen eine immer wichtigere Rolle, etwa der Marktzugang an den verschiedenen Börsen, Bilanzkreis- und Portfoliomanagement.

Ökologisches Proﬁl stärken „Im Unterschied zur Schweiz und vielen anderen EU-Ländern wurde in Österreich, dem Ursprungsland von Verbund, nie Atomstrom produziert. Unsere Kraftwerke am Inn erzeugen zuverlässig sauberen Strom für Bayern und ganz Deutschland. Damit sind wir in Sachen Nachhaltigkeit ein Vorreiter auf den europäischen Energiemärkten.

Dieses Profil müssen wir schärfen“, gibt Bächle die Marschrichtung für die Zukunft vor. Ein weiteres Standbein soll zukünftig die Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien werden. Auch wenn man dort relativ spät in den Markt eingestiegen ist, verspricht sich der Anbieter trotz starken Wettbewerbs einen Erfolg. So könne man

Beteiligung an der türkischen Enerjisa Enerji AS wurde gegen Anteile an acht bayerischen Laufwasserkraftwerken getauscht. Verbund erreicht damit eine Erzeugung von rund 4 Mrd. Kilowattstunden pro Jahr. Außerdem betreibt das Unternehmen seit 2012 fünf Windparks mit 21 Anlagen in RheinlandPfalz mit gesamt 86 MW installierter Leistung.

Mitgeschäftsführer Thomas Bächle von der Münchner Verbund-Tochter Trading & Sales

Bild: Verbund

dies entspricht der Leistung von rund 200 Windrädern. „Das Kraftwerk Moorburg ist wichtig, weil es zur Netzstabilität beiträgt und beim weiteren Ausbau der regenerativen Energien die unvermeidliche Volatilität zum Beispiel des Windangebots ausgeglichen werden kann“, unterstrich Scholz. Vattenfalls Vorstandschef Magnus Hall verwies auf die wirtschaftliche Bedeutung des Großkraftwerkes für Hamburg. „Etwa zwei Drittel des Hamburger Strombedarfs entfallen auf Industrie- und Gewerbebetriebe, die viele Arbeitsplätze in Hamburg sichern.“ Viele stromintensive Betriebe sind an der Elbe auf eine verlässliche und kostengünstige Stromversorgung angewiesen. Die Kupferhütte von Aurubis, das Stahlwerk von ArcelorMittal oder das Trimet-Aluminiumwerk verbrauchen zusammen rund 7,6 Mrd. kWh Strom im Jahr und sind damit größte Abnehmer des in Moorburg erzeugten Stroms. Hinzu kommen der Hafen und das AirbusWerk in Finkenwerder, die ebenfalls große Verbrauchsschwerpunkte sind. „Mit dem Kraftwerk Moorburg als rund um die Uhr verfügbare Anlage muss sich die Wirtschaft in Hamburg keine Sorgen um eine sichere Energieversorgung machen“, unterstreicht Hall. Sorgen um die Wirtschaftlichkeit muss sich hingegen Vattenfall selbst machen. Ein Drittel der Investitionskosten hat der schwedische Energiekonzern bereits abgeschrieben. Bei der Eröffnungsfeier wird Deutschland-Chef Hatakka nicht müde, die Vorzüge des neuen Kraftwerkes zu bekräftigen. „Das Kraftwerk Moorburg gehört zu den umweltverträglichsten und effizientesten Steinkohlekraftwerken in Europa. Der hohe Wirkungsgrad von 46,5 Prozent könnte bei Auskopplung von Fernwärme sogar auf rund 60 Prozent erhöht werden“, sagte er und wandte sich damit indirekt auch an Scholz. Eine geplante Fernwärmetrasse vom Kraftwerk im Hafen in die Verbrauchsschwerpunkte im Norden der Stadt ist nicht genehmigt worden. Die Vorkehrungen für eine Fernwärmeauskopplung sind im Kraftwerk aber bereits vorgesehen. Vorerst bleibt Vattenfall nichts anderes übrig, als seine neue Anlage weiter zu flexibilisieren, um noch besser auf die schwankenden Einspeisungen von Strom aus erneuerbaren Energien reagieren zu können. Die Arbeiten dafür laufen bereits. 

durch langjährige Erfahrung mit Wetterprognosen und mit eigenen Pumpspeicherkraftwerken sehr konkurrenzfähige Angebote machen. Der Konzern hat in den vergangenen Jahren nicht nur in neue Produkte, sondern vor allem in die Modernisierung des eigenen Kraftwerkparks investiert. Im Jahr 2013 fand außerdem ein Anteiletausch mit Eon statt: Die 50-Prozent-

Insgesamt umfasst das Portfolio von Verbund 127 Wasserkraftwerke mit zusammen rund 7 700 MW Leistung. Das Unternehmen ist nach eigenen Angaben in Österreich und Bayern der jeweils größte Erzeuger von Strom aus Wasserkraft und der zweitgrößte in Deutschland. Für das Unternehmen gehört der deutsche Markt zu den wichtigsten Absatzmärkten – über 40 Prozent seiner jährlichen Stromerzeugung setzt es hierzulande ab. Insgesamt plant der Erzeuger, von 2014 bis 2021 insgesamt knapp 70 Mio. Euro in die bayerischen Anlagen zu investieren. Mit dem Geld will man Effizienzsteigerungen an den Kraftwerken sowie den Bau von Fischwanderhilfen realisieren. Zudem soll die Hochwassersicherheit weiter verbessert werden. Im Kraftwerk Töging soll durch eine Investition von mehr als 200 Mio. Euro die Stromerzeugung um 120 GWh auf 685 GWh pro Jahr erhöht werden. 

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NEUES AUS DEM

SPEICHER

15. Dezember 2015

Die vierte Säule im Energiesystem

ie Konsultationsphase zum Leitfaden der Bundesnetzagentur zur Eigenversorgung lief bis zum 20. November. Im Rahmen dieses Verfahrens, an das sich am 14. Dezember ein öffentlicher Workshop anschloss, hat der Bundesverband Energiespeicher (BVES) fristgerecht eine Stellungnahme abgegeben. Grundsätzlich begrüßt der BVES, dass die Bundesnetzagentur sich in ihrem Leitfaden des Themas Eigenversorgung angenommen hat und auch die Rolle von Speichern in der Systematik des Ausgleichsmechanismus und bei der Eigenversorgung adressiert. Dies unterstreicht die Bedeutung, die die Speicherung von Energie bereits hat und die ihr für das Gelingen der Energiewende zukommt. Allerdings sieht der Verband Nachbesserungsbedarf: Zum einen bedarf es einer Definition der Energiespeicher als vierte Säule des Energiesystems. Zum anderen müssen Speicher von der EEG-Umlage auf Erzeugungsanlagen sowie von Letztverbraucherabgaben entlastet werden. Verpflichtung zur EEG-Umlage nicht haltbar Unter Ziff. 4.1.2 des Leitfadens führt die BNetzA an, dass es sich bei einem Stromspeicher um eine Stromerzeugungsanlage im Sinne des § 5 Nr. 12 und § 61 EEG 2014 handelt, da aufgrund der „Ausspeicherung“ Strom erzeugt würde. Jedoch erklärt der BGH gerade in einem im Leitfaden zitierten Urteil, dass es unterschiedliche Spei-

chertechnologien geben kann, die angesichts der energiewirtschaftlichen Bewertung auch eine andere rechtliche Behandlung zulassen. Außerdem war der Gesetzgeber der Auffassung, dass Stromspeicher gegebenenfalls anders zu behandeln sein könnten und griff hierzu Folgendes wörtlich in der Begründung zur Bestimmung des Letztverbrauches nach § 5 Nr. 24 EEG 2014 auf: „Der Koalitionsvertrag legt fest, dass die Letztverbrauchereigenschaft von Speichern überprüft werden soll. Dieser Prüfprozess ist noch nicht abgeschlossen. Die Ergebnisse dieses Prüfprozesses werden durch die Aufnahme einer Definition des Letztverbraucherbegriffs im EEG nicht vorweggenommen. Gegebenenfalls wird die Definition nach Abschluss der Prüfung angepasst.“ Vor diesem Hintergrund hält der BVES die Definition, Speicher seien als Stromerzeugungsanlagen zu behandeln und somit zur Zahlung der EEG-Umlage verpflichtet, in 4.1.2 des Leitfadens für rechtlich nicht haltbar. Nach aktuell gültigen Normen erbringen Erzeugungsanlagen netzdienliche Leistungen, die im zukünftigen Strommarktdesign mit der stark zunehmenden Einspeisung von erneuerbaren Energien signifikant an Bedeutung gewinnen werden, bisher kostenlos. Mit der Definition von Energiespeichern als Erzeugungsanlagen besteht die Gefahr, dass zukünftig auch den systemdienlichen Leistungen von Speichern, die flexibel, kostengünstig und klimaschonend sowie in bisher nicht bekannter Qualität erbracht werden können, kein gesonderter Wert zugestanden wird.

Dies würde den Einsatz von modernen und systemrelevanten Energiespeichersystemen nachhaltig behindern. Letztverbraucherabgaben nicht sachgemäß Speicher werden bis heute mit Letztverbraucherabgaben belegt, obwohl sie die Energie gerade nicht verbrauchen, sondern dem System mit einer zeitlichen Verzögerung wieder zur Verfügung stellen. Speicher sind daher keiner der drei Säulen „Erzeugung“, „Verbrauch“ und „Transport“ zuzuordnen, sondern stellen eine eigenständige vierte Säule im Energiesystem dar. Von einem „Letztverbrauch“ des Stroms zu sprechen und hierauf die Letztverbraucherabgaben zu stützen, ist nicht sachgemäß. Mit einer vierten Marktsäule „Energiespeicher“ wäre die Diskussion um die Letztverbraucherabgaben, wie bereits im Koalitionsvertrag thematisiert, eindeutig geklärt. In jedem Fall bedarf es zumindest einer gesetzlichen Klarstellung in den betreffenden Vorschriften (§ 118 Abs. 6 EnWG sowie Regelungen im EEG, im KWK-G, der StromNEV und anderen), dass Speicher keine Letztverbraucher und daher nicht mehr mit Letztverbraucherabgaben zu belasten sind. Bedeutung multivalenter Speicher Bei der Trennung zwischen den verschiedenen Formen der Speichernutzung − netzgebundene Speicher und Nutzung für die Eigenversorgung − bleibt die Rolle eines wichtigen Bausteins der Speichertechnologie voll-

Aus alten Batterien werden Speicher Die Antriebsbatterien aus E-Autos nutzt man in einem Pilotprojekt künftig für die Stromspeicherung. Es geht Anfang 2016 in Lünen in Betrieb. VON RALF KÖPKE fiziellen Spatenstich auf dem Werksgelände des Recyclingunternehmens Remondis in Lünen vor den Toren von Dortmund. Anfang nächsten Jahres soll der Speicher in Betrieb gehen. „Die Kapazität von 13 Megawattstunden reicht aus, um alle Einwohner Lünens eine Stunde lang mit Strom zu versorgen“, rechnete Zetsche vor. In der Stadt am östlichen Rand des Ruhrgebiets leben etwa 85 000 Einwohner. Die Großbatterie soll helfen die Schwankungen im Stromnetz auszugleichen, die durch die fluktuierende Einspeisung weiter wachsender Ökostrommengen entstehen.

Bild: Daimler AG

rst im Mai hatte der DaimlerKonzern angekündigt, für sein Tochterunternehmen Deutsche Accumotive ein alternatives Geschäftsfeld mit stationären Energiespeichern aufzubauen. Dieser Ankündigung hat der Automobilhersteller wenige Wochen später erste Taten folgen lassen – und zwar mit einem Paukenschlag. Zusammen mit der Getec-Gruppe und dem Dienstleistungsunternehmen The Mobility House baut Daimler einen XXL-Batteriespeicher, bei dem gebrauchte Batterien aus Elektroautos zur stationären Energiespeicherung genutzt werden. Mit einer Leistung von 13 MWh ist dieser so genannte 2nd-UseSpeicher der derzeit weltweit größte seiner Art. Zusammen investieren die Partner, wie zu hören ist, einen einstelligen Millionenbetrag. Eine öffentliche Förderung gibt es nicht. „Diese Zweitnutzung hilft nicht nur die Klimabilanz unserer E-Autos zu verbessern, sondern ist ein weiterer Baustein auf dem Weg zur Energiewende“, betonte Konzernchef Dieter Zetsche Anfang November beim of-

In dem Großspeicher werden im ersten Schritt vor allem rund 650 LithiumIonen-Module eingesetzt, die aus der E-Smart-Testflotte stammen. Vorgesehen sind nach Abschluss aller Ausbaustufen bis zu zweitausend Batterien, die soweit es irgendwie geht alle aus E-Fahrzeugen von Daimler stammen sollen. Auf einer Art Hochregallager in einer eigens gebauten Halle werden die Akkus gelagert und zusammengeschaltet. „Genau diese Zweitnutzung macht den eigentlichen wirtschaftlichen Kick aus“, erläuterte Karl Gerhold, Chef der Getec-Gruppe, „mit neuen Batterien lägen die Kosten spezifisch doppelt so

Fünf Herren im feinen Zwirn bei der Arbeit: Klemens Rethmann (Rethmann Gruppe), Uwe Beckmeyer (Parlamentarischer Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium), Dieter Zetsche (CEO Daimler AG), Karl Gerhold (CEO Getec Group) und Thomas Raffeiner (CEO The Mobility House)

Bild: Dierk Jensen

Speicher sind Speicher − keine Erzeuger und keine Verbraucher. Der BVES fordert, dies bei der Ausgestaltung eines neuen Energiesystems zu berücksichtigen.

Speicher können Systemdienstleistungen erbringen kommen unberücksichtigt: die des multivalenten Speichers, der vom selben Betreiber auf beide Arten genutzt wird. Notwendig für den Betrieb multivalenter Speicher ist zumindest, dass die beiden Nutzungsarten mit Hilfe geeigneter Messeinrichtungen bilanziell getrennt werden dürfen. Dies verneint die Bundesnetzagentur pauschal, wenn sie auf Seite 22 des Leitfadens die Ausnahmeregelung in § 60 Abs. 3 Satz 1 EEG 2014 nur auf netzgekoppelte, ausschließlich zur Wiedereinspeisung von Strom in das Netz verwendete Stromspeicher“ anwenden will. Der BVES geht davon aus, dass die Bundesnetzagentur hier nicht multivalente Speicher vor Augen hatte. Eine Klarstellung ist deswegen unbedingt geboten. Denn mit ihrer Hilfe kann zum einen der Strom aus ErneuerbareEnergien-Anlagen bestmöglich genutzt werden. Zum anderen können mit der Energiewende verbundene volkswirtschaftliche Kosten reduziert werden, da der Aufbau mehrerer Speicher sinnvoll und zweckorientiert vermieden wird. Eigenversorgungsregelung nach § 61 Abs. 1 Die Regelung zur Befreiung der EEG-Umlagezahlung bei der Eigenversorgung setzt scharfe Personenidentität, unmittelbaren räumlichen Zusammenhang (gleiches Grundstück, gleiches Haus, maximal Nachbar-

grundstück, nicht räumlich unterbrochen) mit der Stromerzeugungsanlage und damit keine Durchleitung durch ein Netz sowie Gleichzeitigkeit von Verbrauch und Erzeugung (viertelstundengenau) voraus. Die strikte Auslegung der Personenidentität greift erheblich in ansonsten vernünftig begründete Verbrauchs- und Vermarktungsmodelle ein, beispielsweise bei Genossenschaften. Allerdings handelt es sich um eine rein juristisch begründete Maximalauslegung des Gesetzestextes, die den gesetzgeberischen Willen nicht wiedergibt. Aus Sicht des BVES ist die scharfe Personenidentität in der Praxis nicht anwendbar. Diese Regelung sollte ebenso wie die strenge Beurteilung der räumlichen Nähe, die legitime Eigenversorgungskonzepte verhindert, angepasst werden. Energiespeicher als elementarer Baustein zur Integration der erneuerbaren Energien unter Gewährleistung der Systemstabilität müssen einen diskriminierungsfreien Marktzugang bekommen, bei dem ihre netzdienlichen Einsatzmöglichkeiten nicht beschränkt werden, damit sie ihre Rolle bei der erfolgreichen Umsetzung der Energiewende spielen können. Eine einheitliche gesetzliche Definition sowie die damit implizierte Abschaffung von Doppelbelastungen sind daher dringend erforderlich. 

hoch.“ Bereits für das kommende Jahr sind nach seinen Worten zwei weitere Speicher-Projekte vogesehen. Zusammen mit Mobility House wird Getec den Speicher in Lünen betreiben. „Den Strom wollen wir vor allem an den Regelenergiemärkten vermarkten“, so Gerhold. Zwar ist das ein Nischenmarkt in der Energiewirtschaft, aber einer, in dem sich zurzeit, anders als mit der konventionellen Energieerzeugung, noch Geld verdienen lässt. Der Getec-Chef sieht in den Speichern mit gebrauchten Autobatterien ein neues Geschäftsfeld mit Perspektive: „Die Zahl der Elektroautos wird sicherlich, wenn auch nicht so schnell wie politisch gewünscht, steigen, so dass für eine weitere Nutzung der Betriebsakkus das Volumen größer wird.“ In der Regel tauschen die Autohersteller die Batterien aus, wenn sie etwa zu 20 Prozent entladen sind. „Dann können wir sie weitere zehn Jahre nutzen“, so Gerhold. Erst danach ist das Recycling der Batterien vorgesehen − ein Grund, warum die Remondis-Gruppe als weiterer Partner in das Projekt mit eingestiegen ist. Im ersten Schritt beschränkt sich das Engagement auf die Verpachtung des Geländes an das Konsortium um Daimler. „Bei uns im Haus laufen Forschungs- und Entwicklungsarbeiten, wie sich diese Batterien künftig am besten wiederverwerten lassen“, ließ Klemens Rethmann, Chef der Re-

mondis-Gruppe, durchblicken. Steigen die Stückzahlen der nicht mehr benötigten Antriebsakkus, wird das Wiederverwertungsgeschäft für sein Unternehmen interessant. Remondis ist auf industrielles Recycling spezialisiert. Bei Autobatterien lassen sich neben dem metallischen Gehäuse unter anderem Lithium und Kupfer wieder verwenden. Bei den bisherigen Schredder- und Einschmelzverfahren der Autobatterien bleiben diese Wertstoffe ungenutzt. Für Daimler-Chef Zetsche rundet diese geplante Wiederverwertung der Batterien das positive Bild der Elektromobilität ab. Angesichts der steigenden Nachfrage nach Elektroautos rechnet er mit weiter sinkenden Preisen für Speichersysteme: „Für das kommende Jahr gehen wir von einem Rückgang in Höhe von 20 Prozent aus.“ Mit dem 2nd-Use-Speicher sind Daimler, Getec, The Mobility House und Remondis nicht allein auf weiter Flur unterwegs. Für das kommende Jahr hat auch BMW zusammen mit Bosch und Vattenfall ein Speicherprojekt mit Altbatterien in Hamburg angekündigt. Mit einer Leistung von 2 MWh ist der Batteriespeicher um einiges kleiner als der in Lünen. Für das Projekt sind 100 gebrauchte Batterien vorgesehen, die in BMW-Elektrofahrzeugen vom Typ ActiveE und i3 eingesetzt waren. 

Weitere Informationen gibt es unter www.bves.de/presse

SPEICHER

15. Dezember 2015

„Speicher sind marktfähig“

: Herr Windelen, Herr Mingers, auf der letzten Energy Storage wurde sehr viel über die politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen für Speicher diskutiert. Werden wir bei der nächsten Energy Storage schon einen Schritt weiter sein? Windelen: Wir sind noch dabei, die Rahmenbedingungen für Speicher zu erarbeiten. Bis zur nächsten Energy Storage sollte der Prozess aber abgeschlossen sein. : Sie sind optimistisch. Windelen: Natürlich. Das neue Strommarktgesetz muss bis dahin verabschiedet sein. Deshalb arbeiten wir schon seit Monaten mit Hochdruck daran, den Politikern klarzumachen, welchen Beitrag Speicher als Flexibilitätsoption zur Integration der erneuerbaren Energien leisten können. Allerdings tut sich die Bundesregierung noch etwas schwer damit, Speichern die ihnen zustehende Rolle zuzugestehen. Auf regionaler und Länderebene ist die Politik teils deutlich weiter. : Es heißt ja auch immer: Die Energiewende findet in den Verteilnetzen statt. Windelen: Das stimmt. Gerade dort ist es notwendig, Flexibilitätspotenziale zu heben. Wir brauchen Netze und Speicher, doch gerade im Verteilnetzbereich können Speicher zum Teil einiges an Netzausbau ersetzen. Angesichts zahlreicher Proteste gegen Netzausbau und beispielsweise Windparks wären Speicher eine Lösung, die eigentlich eine breite Akzeptanz finden müsste. : Sie sagen „müsste“? Windelen: Es gibt durchaus einige politische Entscheidungsträger, die befürchten, Speicher werden gegen die Erneuerbaren in Position gebracht. Letztlich kam das auch in der vielzitierten Agora-Studie zum Ausdruck, deren Aussage war: Wir brauchen nicht auf Speicher zu warten und können die Erneuerbaren weiter ausbauen. : Das ist ja eine spezifisch deutsche Diskussion, die Energy Storage aber eine sehr internationale Veranstaltung. Was können die Besucher dann von Deutschland lernen? Windelen: Die politische Diskussion ist nur ein Aspekt. Für die internationale Energiewirtschaft ist sicherlich wichtig zu sehen und zu erleben, dass Speicher mittlerweile wirklich marktfähig sind. Mingers: Der Speichermarkt ist kein deutscher Markt. Es ist ein internationaler Markt, in dem deutsche Unternehmen eine führende Rolle spielen. Daher ist die Energy Storage natürlich auch ein Technologie-Schaufenster und eine Exportplattform. Dabei wollen wir uns nicht nur auf elektrochemische Speicher fokussieren, sondern alle Speicherformen und Speichermedien einbeziehen. Wir betrachten die gesamte Wertschöpfungskette. Insofern haben wir einen breiteren Ansatz als andere Veranstaltungen. Im Gegensatz zu diesen spielen bei uns auch großtechnische Lösungen eine Rolle. Da geht es zum Beispiel um Speicher, die ganze Produktionsstandorte versorgen. Für uns als Messe Düsseldorf ergibt sich damit die Möglichkeit, eine

Brücke zu anderen Branchen bei uns zu schlagen. Denn die Aussteller der Medica, der weltgrößten Medizin- und Krankenhausmesse, oder der Glastec sind Unternehmen, für die eine effiziente und sichere Energieversorgung eine große Rolle spielt. Windelen: Bis vor ein, zwei Jahren waren Speicher vor allem ein Forschungsthema mit ein paar Modellprojekten, subventioniert durch Strukturfonds. Heute sprechen wir über Geschäftsmodelle, etwa über Schwarmkonzepte mit Haushaltsspeichern, Versorgungsund Sicherheitskonzepte für die Industrie und den Einsatz im Regelenergiemarkt. Man muss heute kein Überzeugungstäter mehr sein. Mittlerweile gibt es Erfahrungen aus laufenden Projekten, die zeigen, dass Speicherprojekte wirtschaftlich tragfähig und auch attraktiv sein können. : Schwarmkonzepte sind aber noch im Versuchsstadium … Windelen: Das stimmt zum Teil noch. Aber das liegt vor allem an den politischen Rahmenbedingungen. Wenn erst einmal Speicher nicht mehr als Erzeuger oder Letztverbraucher angesehen werden, werden die verschiedenen in Planung befindlichen Schwarmkonzepte sehr schnell in den Markt kommen. : Die Forschung spielt aber immer noch eine große Rolle. Sie haben gerade erst die IRES, die International Renewable Energy Storage Conference, in die Energy Storage Europe integriert. Mingers: Die Forschung wird zu mehr Effizienz und zu einer weiteren Kostendegression führen. Daher ist es wichtig, Wirtschaft und Wissenschaft miteinander zu verzahnen. Das werden wir zusammen mit IRES auf der Energy Storage in Düsseldorf abbilden. Dennoch präsentieren sich Wirtschaft und Wissenschaft nicht wild durcheinander, sondern wir werden zwei klar definierte Schwerpunkte in einer übergreifenden Veranstaltung haben. Einen wesentlich breiteren Raum als in den vergangenen Jahren werden Fallbeispiele aus der Praxis einnehmen, die insbesondere auch die wirtschaftlichen Aspekte beleuchten. Man könnte sagen: Von der Wirtschaftlichkeit zum Wirtschaftsfaktor. Auf der anderen Seite wird es unter anderem um neue Speichertechnologien gehen. Da ist viel in der Pipeline. Eröffnet und beendet wird die Konferenz allerdings wieder mit einem gemeinsamen Plenum, denn eine Standortbestimmung und ein Ausblick brauchen eine wissenschaftlich-technologische Fundierung. Es ist auch klar, dass die Technologieführerschaft nur erhalten werden kann, wenn weiter geforscht wird. : Was leisten dann noch die internationalen Ableger der Energy Storage, wenn die Veranstaltung in Düsseldorf schon so international und umfassend angelegt ist? Mingers: Die Veranstaltungen im Ausland sind ein Eintrittsforum für diese regionalen Märkte und natürlich auch Schaufenster der jeweiligen

Entwicklung und Rahmenbedingungen, ideal für Kontakte zur regionalen Wirtschaft. Gleichzeitig haben sie einen stärkeren Konferenz-Charakter als Düsseldorf und beziehen sich eher auf die Themen, die in den jeweiligen Ländern beziehungsweise Regionen am drängendsten sind, etwa Off-GridAnwendungen. In Düsseldorf wächst hingegen der Messeteil sehr schnell

Energy Storage Im Jahr 2015 kamen etwa 1 800 Teilnehmer aus 48 Ländern nach Düsseldorf. Rund 100 Aussteller präsentierten Produkte und Dienstleistungen. 2014 waren es rund 850 Teilnehmer aus 40 Ländern und knapp 70 Aussteller.

Bild: BVES

Bild: Messe Düsseldorf

Die großen Speichermessen sollen im kommenden Jahr wieder Impulse für die Energiewirtschaft setzen. Über die Rolle der Energy Storage sprachen wir mit Urban Windelen, Geschäftsführer des Bundesverbandes Energiespeicher (BVES), und Bastian Mingers, Leiter Energy Storage der Messe Düsseldorf. VON FRITZ WILHELM Bastian Mingers: „Fallbeispiele aus der Praxis werden einen wesentlich breiteren Raum einnehmen“

Urban Windelen: „Die Bundesregierung tut sich noch schwer damit, Speichern die ihnen zustehende Rolle zuzugestehen“

und profiliert sich als Plattform, auf der Geschäfte abgeschlossen werden. : Am Abend des 17. März nächstes Jahr, am letzten Tag der Energy Storage, wie werden Sie dann auf die Veranstaltung zurückblicken? Mingers: Ich würde mir wünschen, dass wir wieder ein Momentum für das neue Jahr in die Speicherbranche bringen, in die Energiewirtschaft überhaupt, dass sich die Veranstaltung als Plattform für Geschäftsabschlüsse weiter profiliert hat und dass wir am Ende des Tages die Aufbruchstimmung in der Branche vertiefen und befördern können.

Windelen: Ich wünsche mir, dass die Politik erkennt, welches Potenzial die Technologien und die Unternehmen entfalten können und dass mit kleinen Rechtsänderungen Speicher bereits heute einen großen Beitrag zum Energiesystem leisten können – und dass die Speicherbranche nicht aus Ökotech-Träumern und Subventions-Rittern besteht. Der Kern unserer Branche sind klassische mittelständische Industrieunternehmen, die Wertschöpfung erzielen und Arbeitsplätze schaffen und damit den Technologiestandort Deutschland stärken. 

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MARKTPLATZ ENERGIE

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KOMMENTAR STROM Strom Day Ahead Base - Phelix Epex Spot (in Euro/MWh) 55

ine volatile Windeinspeisung trieb die Spotnotierungen im deutschen Stromhandel in der zweiten Novemberhälfte zum Teil deutlich an. Auch die Temperaturen spielten eine Rolle. An der Börse Epex Spot erreichte der Baseload-Index für Lieferungen am 26. November mit 51,27 Euro/MWh den höchsten Wert im Beobachtungszeitraum und gleichzeitig den höchsten Wert seit Ende Oktober. Nach Händlerangaben habe die schwache Erneuerbaren-Prognose den Preis angetrieben. Die kombinierte Wind- und Solar-Prognose für diesen Liefertag lag bei knapp über 6 GW. Zudem wiesen Marktteilnehmer auf die leicht unterdurchschnittlichen Temperaturen hin. Noch deutlicher machte sich das bullishe Marktumfeld bei den Peakload-Werten an der Börse bemerkbar: Für den Liefertag 23. November ermittelte die Epex Spot

einen Peakload-Index von band Baseload 2016 in 65,12 Euro/MWh, den höchsder zweiten Novemberten Wert seit dem 5. Dehälfte unter der Marke von 30 Euro/MWh. An der Leipzember 2014. 99,77 Euro/ ziger EEX kostete der KonMWh kostete die teuerste trakt zwischen 28,90 und Einzelstunde an der Börse 29,50 Euro/MWh. Nach für Lieferungen von 17 bis Einschätzung eines Ana18 Uhr. Zum Monatsende nahm lysten dürfte sich der Preis vor allem die Windeinfür das Frontjahr auch nicht speisung wieder deutlich mehr groß ändern, da die zu, entsprechend gaben die -Redakteur meisten Marktteilnehmer Spotpreise nach. An der Andreas Kögler ihre Beschaffung für das Epex Spot wurde der Basekommende Jahr bereits load-Index für Lieferungen am 29. Novem- abgeschlossen haben. Vielmehr seien ber bei 10,81 Euro/MWh festgestellt, dem die Umsätze bei den Kontrakten für die niedrigsten Wert im Beobachtungszeit- Jahre 2017 und 2018 gestiegen. Baseload raum. Die Windprognose für Ende Novem- 2017 kostete Anfang Dezember an der ber lag bei Werten zwischen 25 und 30 GW. EEX 27,78 Euro/MWh, Baseload 2018 Angesichts schwacher Vorgaben aus wechselte für 20,07 Euro/MWh den  den Brennstoffmärkten blieb das Jahres- Besitzer.

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Schwankend

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KOMMENTAR GAS Gas Day Ahead - EEX NCG Referenzpreis (in Euro/MWh) 18,2 17,96

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Stabilisierung in Sicht 18,09 18,03

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it einer deutlichen Aufwärtsdynamik ist der Gashandel in die zweite Novemberhälfte gestartet. Der Day-Ahead-Preis im Marktgebiet von NetConnect Germany ist in der letzten Monatshälfte von 16,54 Euro/MWh bis auf 18,09 Euro/MWh am 27. November gestiegen. Hintergrund waren die sinkenden Temperaturen. Mit einem deutlichen Kälteeinbruch und dem ersten Schnee am Wochenende 21./22. November gab es einen Vorgeschmack auf den bevorstehenden Winter. „Der Preisanstieg ist rein temperaturgesteuert gewesen“, brachte es ein Marktteilnehmer auf den Punkt. Tatsächlich schienen andere Faktoren zunächst keinen Einfluss auf die Preisbildung zu haben. So zeigte sich der Gashandel von einer Entscheidung eines niederländischen Gerichtes unbeeindruckt. Dieses hatte die Fördermenge für die Region Groningen auf 27 Mrd. m3 im

kommenden Jahr festgelegt, Niveau, obwohl die Tempewomit die Obergrenze aus raturen wieder nachgaben. dem zweiten Halbjahr 2015 Für weitere Unterstützung auch 2016 Bestand haben sorgten auch kleinere Auswird. „Der Gerichtsbefälle in der norwegischen schluss hatte kaum AuswirProduktion. Im Dezember kungen auf den Markt, weil rechnen die Meteorologen zugleich die norwegische nun durchschnittlich mit Produktion angestiegen ist deutlich zu milden Tempeund auch die guten LNG-Imraturen. Tendenziell steht porte eher auf ein Überandem Gasmarkt damit eine gebot hindeuteten“, erklärte -Redakteur Korrekturbewegung bevor, Kai Eckert ein Analyst. meinten einige Händler. In der letzten NovemAndere Trader hingegen berwoche rückten dann aber wieder verweisen auf die geringen LNG-Impolitische Nachrichten in den Fokus der porte in Großbritannien. Die Prognosen Marktteilnehmer. Der Abschuss eines für Dezember gehen gegenüber dem russischen Militärjets im türkisch-syri- November deutlich zurück. „Auf den schen Grenzgebiet sowie die Aussetzung kontinentalen Markt wird sich das aufdes Gasbezugs der Ukraine aus Russ- grund der Euro-Schwäche aber nicht land sorgten für weitere Unterstützung. auswirken“, vermutete dagegen ein  Die Notierungen verharrten auf hohem Analyst.

KOMMENTAR CO 2 Aufwärtstendenz gen und den bestehenden Aufwärtstrend im CO2-Markt bestätigen. Analysten sehen den Referenzkontrakt Dezember 2015 im Bereich von 8,65 bis 8,70 Euro/t als nächste Widerstandsmarke. „Wenn diese Hürde genommen ist, besteht die Chance, dass der Referenzkontrakt weiter ansteigt“, meinte dazu ein Marktbeobachter. Auch die Kontrakte der Folgejahre wurden Ende November auf Paritätsniveau gehandelt. Wenig Impulse erwarteten Analysten vom Verlauf des UN-Klimagipfels in Paris. Zwar sei im Vorfeld eine gewisse Erwartungshaltung spürbar gewesen, weil erstmals seit dem Kipfel von Kopenhagen vor sechs Jahren eine konkrete Frist für einen globalen Klimavertrag definiert wurde. Allerdings dürften die Auswirkungen auf den EU-Emissionshandel „überschaubar ausfallen“, meinen die Analysten von EnergyAspects. „Die Folgen konkreter

Zusagen und Kontrollen werden erst mit deutlicher Verzögerung an den Märkten für Energierohstoffe spürbar werden“, heißt es in der Markteinschätzung aus London. Ohnehin sind die Regelungen für den EU-Emissionshandel unabhängig von einem neuen Abkommen bereits festgeschrieben. Ein neues internationales Rahmenabkommen könne hingegen den Trend zur Senkung der CO2-Emissionen beschleunigen und weiteren politischen Druck auch auf den europäischen CO2Markt ausüben. So hat die britische Regierung bereits angekündigt, bis 2025 alle Kohlekraftwerke stillzulegen. Auch in Deutschland nimmt die Diskussion um den Kohleausstieg an Schärfe zu. Zudem planen Neuseeland und China die Einführung nationaler Emissionshandelssysteme. Mit den richtigen Reformschritten in der EU könnte der Emissionshandel damit vor einer Renaissance stehen. 

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D s

er Trend im EU-Emissionshandel ist aufwärtsgerichtet. Mit einem Überschreiten der Wider tandsmarke im Bereich von 8,65 bis 8,70 Euro/t besteht die Chance auf ein neues Jahreshoch. Ende November haben die Notierungen im EU-Emissionshandel leicht nach oben tendiert. Im Vorfeld des UN-Klimagipfels in Paris bewegten sich die CO2-Preise zwischen dem 15. und 30. November in einer Spanne zwischen 8,52 und 8,64 Euro/t. Für Volatilität im Markt sorgten im November die letzten Auktionstermine. Wurden Emissionsrechte versteigert, gaben die Preise nach, gab es keine Versteigerungen, zogen die Notierungen wieder an. Mit diesem Auf und Ab dürfte in den kommenden Wochen Schluss sein. Die Auktionsvolumina gehen bis zum Jahresende weiter zurück. In der Folge dürfte eine Verlagerung der Umsätze für zusätzliche Kauforders sor-

Emissionsre te - ECX EUA Dec15 (in Euro/t)

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TERMINE

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Energie & Management integriert die Zeitschriften »Energieanwendung« sowie »Contracting & Wärmedienst«

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Herausgeber und Chefredakteur: Helmut Sendner, Telefon 0 81 52/93 11 11 Stellvertretender Chefredakteur: Fritz Wilhelm, Telefon 0 60 07/9 39 60 75 Chefreporter: Dr. Ralf Köpke, Essen, Telefon 02 01/40 21 70

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Redaktion: Kai Eckert, Telefon 0 41 01/8 69 29 95 Peter Focht, Telefon 0 30/89 74 62 65 Andreas Kögler, Telefon 0 81 52/93 11 21 Armin Müller, Telefon 0 81 52/93 11 44 Michael Pecka, Telefon 0 81 52/93 11 18 Heidi Roider, Telefon 0 81 52/93 11 28 Timo Sendner, Telefon 0 81 52/93 11 10

Organisation: Euroforum Deutschland SE, Düsseldorf Tel. +49 (0) 2 11 / 96 86 − 30 00 www.euroforum.de

Chef vom Dienst: Armin Müller, Telefon 0 81 52/93 11 44

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Redaktionsassistenz: Martina Brenner, Telefon 0 81 52/93 11 20 Atousa Sendner, Telefon 0 81 52/93 11 17 Korrespondenten: Dr. Klaus Fischer, Wien/Österreich Telefon 00 43/66 43 26 62 89 Marc Gusewski, Liestal/Schweiz Telefon 00 41/6 19 21 05 68 Harald Jung, Castelleone/Italien Telefon 00 39/03 74 35 03 12 Angelika Nikionok-Ehrlich, Berlin Telefon 0 30/85 07 50 20 Peter Odrich, Bishops Stortford/UK Telefon 00 44/12 79 50 64 48 Dr. Katharina Otzen, Bishops Stortford/UK Telefon 00 44/12 79 32 39 27 Dr. Tom Weingärtner, Brüssel/Belgien Telefon 00 32/2 23 59 40 3

Vertrieb

Sebastian Lichtenberg (Leitung) Telefon +49 (0) 81 52-93 11 88 Dirk Kaufmann Telefon +49 (0) 81 52-93 11 77

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Organisation: AGFW − Der Energieeffizienz verband für Wärme, Kälte und KWK e.V., Frankfurt/Main Ansprechpartner: Anne Keggenhoff, Tanja Limoni, Marion Schäfer Tel. +49 (0) 69 / 63 04 − 417 / − 410 / − 415 Fax +49 (0) 69 / 63 04 − 391 a.keggenhoff@agfw.de, t.limoni@ agfw.de, m.schaefer@agfw.de www.agfw.de

KWK-Zuschläge an Index koppeln Vorschläge zur künftigen KWK-Förderung macht eine Kurzstudie des Institutes für ZukunftsEnergieSysteme (IZES). VON MICHAEL PECKA

as vom Bundesverband KraftWärme-Kopplung in Auftrag gegebene Gutachten „Bestandserhalt und systemdienlicher Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung“ schlägt für den Bestandserhalt eine Kopplung der Zuschlagszahlungen an einen Index wie dem Cogeneration Index (COGIX) vor, denn die übliche Budgetierung nach Volllaststunden über die Lebensdauer von Anlagen werde den immer wiederkehrenden fixen Betriebskosten nicht gerecht, schreiben die Autoren. Der COGIX fußt den Angaben zufolge auf Deckungsbeiträgen für die verschiedenen KWKAnlagentypen. Dabei werden nicht nur die Strom-, sondern auch die Wärmeerlöse berücksichtigt. Berechnet wird der Index auf Basis von Terminpreisen des Folgejahres. Ursprünglich sei der COGIX nur für KWKAnlagen auf Erdgasbasis berechnet worden, deren Betriebsweise sich an den Großhandelsmärkten orientiert. Seit diesem Jahr berechnet Matthes jedoch einen COGIXcoal für Kraftwerke auf Importsteinkohlebasis. Indexabhängige Zuschlagszahlungen böten den Vorteil, dass im Falle von Preisschwankungen keine weiteren Änderungen des KWK-Gesetzes notwendig seien. Für KWK-Neuanlagen bietet sich laut IZES eine zweigeteilte Förderung an: eine budgetierte Komponente für die Anlageninvestitionen sowie eine indexgekoppelte Betriebskomponente. „Durch eine Indexkopplung wird das Marktpreisrisiko verringert, was wiederum zu einer Verringerung

von Risikoaufschlägen in den Renditeanforderungen von Investoren führen sollte“, heißt es in dem Gutachten. Das Institut betont zudem, dass mit dem KWK-Gesetz 2016 keine zusätzliche Beschränkung der KWK-Förderung für selbst verbrauchten Strom erfolgen sollte. Mit Blick auf Mini-KWK-Anlagen unter 50 kW elektrischer Leistung wird für eine differenziertere Förderung plädiert. Weil nach Auffassung der Autoren die „weiterhin angestrebte einheitliche Förderung den stark unterschiedlichen Anlagenkosten nicht gerecht“ wird, sollten zusätzliche Klassen für Nano-KWK bis 2 kW und für MikroKWK bis 10 kW eingeführt werden. Um einen strompreisorientierten Betrieb von KWK-Anlagen sicherzustellen und Förderausgaben zu sparen, sei zudem eine Begrenzung der jährlich geförderten Laufzeit von 2 500 Vollbenutzungsstunden ratsam. Über einen solchen durch das KWK-Gesetz angereizten Minimalbetrieb hinaus, sollte eine Ausweitung der KWK-Stromerzeugung der bestehenden Anlagen über die flankierenden geplanten Maßnahmen im Weißbuch erfolgen. Ansonsten wäre laut IZES eine Ausweitung der KWKFörderung im KWK-Gesetz nötig, um das gesteckte Mengenziel zu erreichen. Die Kurzstudie kommt darüber hinaus zu dem Ergebnis, dass eine Änderung des KWK-Ausbauziels von 25 Prozent an der gesamten Nettostromerzeugung für 2020 nicht nötig ist.  Die Kurzstudie finden Sie unter www.bkwk. de/presse_oeffentlichkeit/pressemitteilungen

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Sigmar Gabriel Bundesminister für Wirtschaft, Energie und Technologie, BMWi

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23.11.2015 16:22:25

MENSCHEN/MEINUNGEN SAGEN SIE MAL:

PERSONALIEN IOlaf Salomon, seit März dieses Jahres Interimschef der Stadtwerke Nordhausen − Holding für Versorgung und Verkehr GmbH, hat nun einen unbefristeten Vertrag bekommen. „Herr Salomon hat seine Arbeit als Interimsgeschäftsführer so gut gemacht, dass wir keine Notwendigkeit sehen, die Stelle auszuschreiben“, sagte Klaus Zeh, Oberbürgermeister von Nordhausen der Thüringer Allgemeine (Ausgabe vom 2. November). Salomon übernahm die Geschäftsführung von Mathias Hartung, von dem sich die Stadtwerke-Holding getrennt hatte. Nach Angaben der Kommune waren „Differenzen über die Strategie der künftigen Unternehmensentwicklung“ die Ursache für diese Entscheidung.

IJanet Hochi, bislang Leiterin der Geschäftsstelle des Biogasrates, ist seit Anfang November neue Geschäftsführerin des Berliner Lobbyverbandes. Sie übernimmt die Position von Michael Rolland, der den Biogasrat nach elf Monaten wieder verlässt, um sich neuen beruflichen Herausforderungen zu stellen. Die Juristin Hochi war vor ihrer Tätigkeit beim Biogasrat als Referentin für einen Bundestagsabgeordneten tätig.

ICarsten Hoffmann (44) wird zum 1. Januar 2016 Alleinvorstand des südhessischen Versorgers GGEW AG in Bensheim. Der derzeitige kaufmännische Bereichsleiter und GGEW-Prokurist folgt zu Beginn nächsten Jahres als Vorstandsvorsitzender des Unternehmens auf Dr. Peter Müller (64), der sich nach 17 Jahren an der Spitze in den Ruhestand verabschiedet. Der studierte Diplomkaufmann Hoffmann kam 2010 zur GGEW. Davor hatte er in Führungspositionen für die Pfalzwerke in Ludwigshafen und für die Wirtschaftsprüfungsgesellschaft PwC in Frankfurt gearbeitet.

IThilo Wieland (46) wird neuer Wintershall-Vorstand für Exploration und Produktion von Gas und Öl in Russland, Nordafrika, Südamerika. Er ist seit vergangem Jahr General Manager des deutschen Öl- und Gasproduzenten Wintershall in Libyen und rückte zum 1. Dezember in die Führungsmannschaft des Unternehmens mit Sitz in Kassel auf. Wieland wird für das Ressort Exploration und Produktion in Russland, Nordafrika sowie Südamerika zuständig sein und übernimmt damit Aufgaben von Mario Mehren, der seit dem 1. Juni Vorstandsvorsitzender des Unternehmens ist.

IAlfred Gayer ist seit 1. Dezember alleiniger Geschäftsführer der 2G Rental GmbH, einer Tochtergesellschaft des BHKW-Herstellers 2G Energy AG. Er war zuvor Geschäftsführer der Envitec Energy Contracting GmbH in Lohne und übernahm im münsterländischen Heek die Position von Markus Kruse, der das Unternehmen Ende November verlassen hatt. Dietmar Brockhaus, der sich seit der Gründung von 2G Rental im Frühjahr 2015 um die Finanzen der Gesellschaft kümmerte, wird sich den Angaben zufolge wieder auf seine Tätigkeit als Finanzvorstand der Muttergesellschaft konzentrieren.

IDie Bereichsleiterin und Prokuristin Annegret-Claudine Agricola wird die Deutsche Energie-Agentur zum 23. Dezember verlassen. Sie leitet derzeit noch den Geschäftsbereich Energiesysteme und Energiedienstleistungen und will künftig eine neue Herausforderung annehmen.

Bild: GGEW

IDr. Jürgen Sterlepper (52) hat am 1. Dezember die Leitung des Zentralbereichs Forschung und Entwicklung der Vaillant Group in Remscheid übernommen. „Er besitzt umfangreiches Fachwissen entlang der gesamten Bandbreite des Technologie- und Produktportfolios der Heiz- und Klimatechnik“, teilte das Unternehmen am 17. November mit. Nach Lehr- und Forschungstätigkeit an der RWTH Aachen war Sterlepper, der in der Fachrichtung Wärmetechnik promoviert hat, in verschiedenen Führungspositionen tätig. Ab 1995 arbeitete er für die damalige Buderus Heiztechnik GmbH, die sich heute Bosch Thermotechnik GmbH nennt. Dort leitete er über sechs Jahre den Bereich Forschung und Entwicklung als Mitglied der Geschäftsführung. Anschließend bekleidete er die Position des Geschäftsführers für Entwicklung, Service und Vertrieb bei der Bosch KWK Systeme GmbH.

Bild: Vaillant Group

IHans-Martin Gall, derzeitig noch für die Stadtwerke Heidenheim AG tätig, wird zum 1. Juli 2016 neuer technischer Geschäftsführer der Stadtwerke Lingen GmbH. Er übernimmt die Position von Arno Ester. Gemeinsam mit Ulrich Boss soll Gall künftig die Doppelspitze bei den Stadtwerken bilden.

Herr Dr. Ziesing, Ihre Kollegen und Sie von der ExpertenKommission zum Energiewende-Monitoring haben jüngst den mittlerweile 4. Bericht zur Entwicklung der Energiewende vorgelegt. Haben Sie persönlich noch den Eindruck, dass die Energiewende auf einem guten Weg ist? Die Energiewende ist auf dem Weg, von einem richtig guten Weg kann ich aber nicht sprechen, da die Entwicklung in den einzelnen Sektoren höchst unterschiedlich ist. Trotz aller Unkenrufe geht es mit den erneuerbaren Energien im Stromsektor weiter voran, im Wärmesektor gibt es zumindest eine abgeschwächte Aufwärtsentwicklung, während sich beim Verkehr nichts tut. Auch bei der Energieeffizienz hinken wir der jährlich geplanten Steigerung von 2,1 Prozent deutlich hinterher. Für richtig dramatisch halte ich vor allem die Entwicklung im Verkehrssektor, der wirklich nichts zur Energiewende beiträgt. Im Gegenteil: Dank höherer Energieverbräuche und Kohlendioxidemissionen schädigt der Verkehr die Energiewende. Deshalb habe ich vier Jahre nach Fukushima durchaus gemischte Gefühle bei der Entwicklung der Energiewende. Haben Sie die Hoffnung, dass in den zwei noch verbleibenden Jahren dieser Legislaturperiode mehr bei der Energiewende passiert als bislang? Da bin ich skeptisch. Es wird sicherlich noch die eine oder andere Maßnahme in Gesetzesform geben. Die Frage ist nur, wie wirksam diese Maßnahmen sind. Wir haben immer wieder die Erfahrung gemacht, dass dann, wenn Maßnahmen wirksame Eingriffe darstellen, es Widerstand von den Betroffenen gibt. Ich erinnere nur an das Beispiel Klimaabgabe. Der Politik fehlt offenbar die Kraft zur Umsetzung von tiefgreifenden Maßnahmen, die wirklich etwas bewegen. Da die Energiewende nicht richtig angepackt wird, läuft uns auch die Zeit beim Klimaschutz weg: In den vergangenen Jahren hat Deutschland im Mittel seine Kohlendioxidemissionen um neun Millionen Tonnen gesenkt. Um aber 2020 die gesetzten Ziele noch zu erreichen, müssten es 28 Millionen Tonnen pro Jahr sein. Fünf alte Braunkohlekraftwerke vom Netz zu nehmen, reicht da nicht aus. Wir bräuchten schon mehr Kraftwerksstilllegungen und vor allem deutlich mehr Anstrengungen im Effizienzsektor. Was mir derzeit

Bild: privat

Bild: RheinEnergie

Hans-Joachim Ziesing

Bild: Biogasrat

IDr. Dieter Steinkamp ist neuer Vizepräsident des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft. Der Vorstandsvorsitzende der Kölner RheinEnergie AG folgt im BDEW-Präsidium auf Michael Feist. Der Vorstandsvorsitzende der Stadtwerke Hannover AG amtierte seit 2012 als BDEW-Vizepräsident und ab der Gründung des Verbandes 2007 bis 2008 als Präsident. Feist geht im März nächsten Jahres in den Ruhestand und legte deshalb schon jetzt sein BDEW-Amt nieder, wie der Verband am 5. November mitteilte.

15. Dezember 2015

Hans-Joachim Ziesing, jahrelang Energie-Abteilungsleiter am Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung, gehört zu den vier Mitgliedern der von der Bundesregierung berufenen Experten-Kommission zum Monitoring-Prozess „Energie der Zukunft“. bei der Energiewende fehlt, ist eine stärkere Koordination innerhalb der Bundesregierung. Bei der Energiewende dominiert das Wirtschaftsministerium, dem aber der Zugriff auf die übrigen Ministerien fehlt. Deshalb könnte eine stärkere Rolle des Kanzleramtes beim Energiewende-Prozess sinnvoll sein. Haben Sie nicht zunehmend das Gefühl, dass die Energiewende an Stellenwert und Akzeptanz in der Bevölkerung und in der Politik verliert? Soweit will ich nicht gehen. Den abstrakten Konsens, dass der Umbau unserer Energieversorgung notwendig ist, gibt es nach wie vor in Gesellschaft und weiten Teilen der Politik. Die Energiewende verliert bei einzelnen Bundesbürgern und Gruppen immer dann an Zustimmung, wenn sie direkt durch einzelne Maßnahmen betroffen sind. Dazu zähle ich beispielsweise den Bau von Stromtrassen oder eine verstärkte Wärmedämmung, die in Mietshäusern in der Regel zu höheren Mieten führt. Die Politik muss deshalb viel stärker darauf achten, dass alle, vom Privatbürger bis zur Industrie, die mit der Energiewende verbundenen Belastungen gleichermaßen zu tragen haben. Aktuell habe ich den Eindruck, dass das Energie- und Umweltthema überlagert wird durch die Flüchtlings- und Terrorkrise. 

31. Dezember 2015

as Jahr wendet sich − wenn nicht Astronomen oder Astrologen oder Theologen oder andere Wissenschaftler oder Pseudowissenschaftler plötzlich zu anderen Erkenntnissen kommen − hin zu 2016. Wer das Wort „wendet“ schreibt und nun schon im fünften Jahr unter dem Sternzeichen der Energiewende lebt, der hofft weiterhin auf ein gutes Gelingen. Wir von Energie & Management wünschen unseren Lesern, unseren Informanten und allen unseren Geschäftspartnern ein gesundes und erfolgreiches neues Jahr und bedanken uns für die Zusammenarbeit.

Bild: fotolia.com/Orion

SCHLOSS DAMIT.