DAS WICHTIGSTE DER WOCHE AUS DER E&M-REDAKTION
Die Highlights der Woche
Quelle: Pixabay / minka2507
Kernkraft. „Neuartige Reaktoren benötigen Endlager und sind nicht marktreif“
Eine Studie verwirft die Annahme, die vierte Kernkraftwerks-Generation hätte nicht genauso ein Endlager-Problem. Auftraggeber: das Bundesamt für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung.
In einer wissenschaftlichen Studie untersuchten Öko-Institut, Technische Universität Berlin und das Physikerbüro Bremen, welche Beiträge zum Klimaschutz viel diskutierte neue Kernreaktoren der „Generation IV“ leisten können. Sie wurde im Auftrag des Bundesamts für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung (BASE) erstellt. Sie betrachtet sieben international seit vielen Jahren diskutierte Technologielinien für alternative Reaktorkonzepte. Die Ergebnisse wurden auf einer Tagung an der TU am 21. März in Berlin vorgestellt.
In einer wissenschaftlichen Studie untersuchten Öko-Institut, Technische Universität Berlin und das Physikerbüro Bremen, welche Beiträge zum Klimaschutz viel diskutierte neue Kernreaktoren der „Generation IV“ leisten können. Sie wurde im Auftrag des Bundesamts für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung (BASE) erstellt. Sie betrachtet sieben international seit vielen Jahren diskutierte Technologielinien für alternative Reaktorkonzepte. Die Ergebnisse wurden auf einer Tagung an der TU am 21. März in Berlin vorgestellt.
Die Markteinführung von alternativen Reaktorkonzepten sei aktuell nicht absehbar, konstatieren die Autoren. „Trotz teils intensiver Werbung von Herstellern sehen wir derzeit keine Entwicklung, die den Bau von alternativen Reaktortypen in den kommenden Jahren in großem Maßstab wahrscheinlich macht“, resümierte der neue BASE-Präsident Christian Kühn. Damit könnten sie in naher Zukunft keinen Beitrag zum Klimaschutz durch fossilfreie Energie leisten.
Im Gegenteil sei zu erwarten, dass aus sicherheitstechnischer Sicht die möglichen Vorteile dieser Reaktorkonzepte von Nachteilen und den nach wie vor ungeklärten Fragen überwogen werden, sagte er. „Die Konzepte lösen weder die Notwendigkeit, ein Endlager für die radioaktiven Abfälle zu finden, noch die drängenden Fragen des Klimaschutzes“, so Kühn.
Kein neuer Reaktortyp marktreif
Die betrachteten alternativen Reaktorkonzepte waren Small Modular Reactors (SMR), blei- und gasgekühlte Reaktoren, Salzschmelze-Reaktoren und beschleunigergetriebene Systeme. Die in der Studie untersuchten Reaktorkonzepte wurden bezüglich ihrer Sicherheit, Wirtschaftlichkeit, Proliferationsresistenz oder des Brennstoff-Verbrauchs verglichen. „Für keine der Technologielinien ist in allen Bereichen ein Vorteil zu erwarten, in einzelnen Bereichen sind auch Nachteile gegenüber heutigen Leichtwasser-Reaktoren möglich“, sagte Christoph Pistner vom Öko-Institut.
„Wer heute Euphorien in Verbindung mit alternativen Reaktorkonzepten weckt, blendet offene Fragen und Sicherheitsrisiken aus“, betonte BASE-Präsident Kühn. Ausführliche Länderstudien zu den USA, Russland, China, Südkorea, Polen und Belgien untersuchten den internationalen Stand der alternativen Reaktorkonzepte.
Christian von Hirschhausen von der TU Berlin resümierte: „Auch im internationalen Kontext stellen die alternativen Reaktorkonzepte weder den bisherigen Trend zu Leichtwasser-Reaktoren in Frage, noch stellen sie eine machbare, wirtschaftliche Option für zukünftige Energieversorgung dar“.
Das Forschungsvorhaben kommt zu folgenden Schlüssen:
Die Markteinführung von alternativen Reaktorkonzepten sei aktuell nicht absehbar, konstatieren die Autoren. „Trotz teils intensiver Werbung von Herstellern sehen wir derzeit keine Entwicklung, die den Bau von alternativen Reaktortypen in den kommenden Jahren in großem Maßstab wahrscheinlich macht“, resümierte der neue BASE-Präsident Christian Kühn. Damit könnten sie in naher Zukunft keinen Beitrag zum Klimaschutz durch fossilfreie Energie leisten.
Im Gegenteil sei zu erwarten, dass aus sicherheitstechnischer Sicht die möglichen Vorteile dieser Reaktorkonzepte von Nachteilen und den nach wie vor ungeklärten Fragen überwogen werden, sagte er. „Die Konzepte lösen weder die Notwendigkeit, ein Endlager für die radioaktiven Abfälle zu finden, noch die drängenden Fragen des Klimaschutzes“, so Kühn.
Kein neuer Reaktortyp marktreif
Die betrachteten alternativen Reaktorkonzepte waren Small Modular Reactors (SMR), blei- und gasgekühlte Reaktoren, Salzschmelze-Reaktoren und beschleunigergetriebene Systeme. Die in der Studie untersuchten Reaktorkonzepte wurden bezüglich ihrer Sicherheit, Wirtschaftlichkeit, Proliferationsresistenz oder des Brennstoff-Verbrauchs verglichen. „Für keine der Technologielinien ist in allen Bereichen ein Vorteil zu erwarten, in einzelnen Bereichen sind auch Nachteile gegenüber heutigen Leichtwasser-Reaktoren möglich“, sagte Christoph Pistner vom Öko-Institut.
„Wer heute Euphorien in Verbindung mit alternativen Reaktorkonzepten weckt, blendet offene Fragen und Sicherheitsrisiken aus“, betonte BASE-Präsident Kühn. Ausführliche Länderstudien zu den USA, Russland, China, Südkorea, Polen und Belgien untersuchten den internationalen Stand der alternativen Reaktorkonzepte.
Christian von Hirschhausen von der TU Berlin resümierte: „Auch im internationalen Kontext stellen die alternativen Reaktorkonzepte weder den bisherigen Trend zu Leichtwasser-Reaktoren in Frage, noch stellen sie eine machbare, wirtschaftliche Option für zukünftige Energieversorgung dar“.
Das Forschungsvorhaben kommt zu folgenden Schlüssen:
- Alle derzeit unter dem Stichwort „Generation IV“ diskutierten Konzepte sind seit Jahrzehnten in Entwicklung und konnten bisher keine Marktreife erreichen.
- Die alternativen Reaktoren würden weiterhin hochradioaktive Abfälle erzeugen, die sich teilweise deutlich von den Abfällen der Leichtwasser-Reaktoren unterscheiden, weil sie als Salzschmelze vorliegen, was die Abfallbehandlung deutlich erschwert.
- Das Volumen der hochradioaktiven Abfälle könnte in Verbindung mit Wiederaufbereitungstechnologien zwar reduziert werden, das Aufkommen an mittel- und schwachradioaktiven Abfällen würde sich aber deutlich erhöhen.
- Die untersuchten Regelwerke internationaler Organisationen (IAEA) und nationalen Regelwerke (USA, Kanada und Großbritannien) sind nicht direkt auf die untersuchten alternativen Reaktorkonzepte anwendbar.
ADVERTORIAL
Quelle: Hexagon
Advertorial. Gut gerüstet für die Zukunft erneuerbarer Energien
In Verbindung mit einem fortschrittlichen Netzmanagement kann die Einführung erneuerbarer Energiequellen Versorgungsunternehmen helfen, Effizienz und Zuverlässigkeit zu verbessern.
Das weltweite Streben nach sauberen, umweltfreundlichen Energiequellen wächst stetig. Nach Angaben der Internationalen Energieagentur (IEA) wird der Anteil der erneuerbaren Energien an der weltweiten Stromerzeugung in diesem Jahr voraussichtlich fast 30 Prozent betragen.
Das weltweite Streben nach sauberen, umweltfreundlichen Energiequellen wächst stetig. Nach Angaben der Internationalen Energieagentur (IEA) wird der Anteil der erneuerbaren Energien an der weltweiten Stromerzeugung in diesem Jahr voraussichtlich fast 30 Prozent betragen.
Tatsächlich nähern wir uns „dem Beginn des Endes des fossilen Zeitalters“, gemäß dem vierten jährlichen Global Electricity Review, verfasst von Malgorzata Wiatros-Motyka und anderen für Ember, einem Energy Thinktank.
Da fossile Brennstoffe anachronistisch sind und fossil befeuerte Kraftwerke vom Netz genommen werden, überholen erneuerbare Energiequellen nun die Kohle als größte Energiequelle weltweit, so die IEA. Dem IEA-Bericht zufolge werden die erneuerbaren Energiequellen bis 2027 um 2.400 GW wachsen. Das entspricht der gesamten heutigen Stromerzeugungskapazität Chinas und bedeutet eine Beschleunigung um 85 Prozent in den letzten fünf Jahren. Es wird erwartet, dass die erneuerbaren Energien in den nächsten vier Jahren 90 Prozent des weltweiten Stromausbaus ausmachen werden.
Dieser Anstieg ist laut IEA-Bericht auf die Politik pro erneuerbarer Energien und politisch geförderten Marktreformen in der Europäischen Union, den USA und China zurückzuführen.
Bedarf an erneuerbaren Energien
Die Beschleunigung der erneuerbaren Energiequellen − Sonne, Wasserkraft, Wind, Biomasse − geht einher mit dem Anstieg der Energiepreise infolge des Krieges in Osteuropa, der die Versorgungskette für fossile Brennstoffe unterbrochen hat. Diese Unterbrechung, die von der IEA als „die erste wirklich globale Energiekrise“ bezeichnet wurde, unterstrich die Notwendigkeit der Energiesicherheit, die durch im Inland erzeugte, erneuerbare Energiequellen gewährleistet wird.
Im Jahr 2022 entfallen 63 Prozent der neu in das US-Stromnetz eingespeisten Stromerzeugungskapazität auf Solarenergie (46 Prozent) und Windenergie (17 Prozent). Tatsächlich sind die erneuerbaren Energien der einzige Sektor, für den ein weiteres Wachstum erwartet wird, während für Kohle, Erdgas, Öl und auch Kernkraft ein Rückgang prognostiziert wird.
Die Offshore-Windenergie zeigt sich als ein neuerer Akteur auf dem Markt für erneuerbare Energien und wird voraussichtlich weltweit wachsen. Allerdings wird der Ausbau in diesem Bereich durch langwierige Genehmigungsverfahren und mangelnde Verbesserungen der Stromnetzinfrastruktur gebremst.
Erweiterungen der Netze
Während der Ausbau der erneuerbaren Energien immer wieder durch politische Meinungsverschiedenheiten gebremst wird, könnte die Notwendigkeit, die Infrastruktur der Versorgungsunternehmen für die Nutzung erneuerbarer Energien zu modernisieren, das größte Hindernis darstellen.
Versorgungsunternehmen wissen, dass dezentrale, in ihrer Leistung weniger vorhersehbare Energiequellen wie Wind und Sonne keine „Plug-and-Play“-Einspeiser sind. Bestehende Netze müssen aufgerüstet und alle Netzinformationen digitalisiert werden, damit die Netze nicht durch erneuerbare Energien belastet werden, sondern auch Elektrofahrzeuge und bidirektionales Laden problemlos möglich ist. Der traditionelle Energiebedarf verschiebt sich deutlich.
Außerdem ist bei der Einführung neuer erneuerbarer Energien nicht sicher, wie viel Last sie liefern werden. Um Angebot und Nachfrage im Gleichgewicht zu halten, müssen die Versorgungsunternehmen zu einem digitalen Echtzeitkonzept für das Lastmanagement übergehen. Eine digitale Darstellung des Netzes, ein „Digitaler Zwilling“, ist für das Verständnis, die Vorhersage und die Planung von Erzeugung und Verbrauch unerlässlich.
Ein digitalisiertes Netz ist auch effizienter, da jede Komponente und Anlage über ihren gesamten Lebenszyklus hinweg verfolgt und gewartet werden kann, wodurch die Infrastruktur zuverlässiger wird. Ein digitalisiertes Netz ist die Voraussetzung dafür, dass Versorgungsunternehmen einen „DERMS“-Ansatz (Distributed Energy Resources Management System) für den Umgang mit alternativen Energiequellen anwenden können.
DERMS ist eine Kombination aus Hardware und Software, die die Verwaltung eines Stromnetzes ermöglicht und erneuerbare Energien wie Wind und Photovoltaik einschließt. DERMS ermöglicht die Echtzeitkommunikation und -steuerung von Batterien, Solarzellen und anderen Anlagen, die sich hinter dem Zähler und außerhalb der direkten Kontrolle des Netzbetreibers befinden können. DERMS optimiert in erster Linie den Energieverbrauch, um Bedarfsspitzen zu minimieren, was eine sorgfältige Planung erfordert.
Nachhaltige Zukunft
Erneuerbare Energien sind nicht nur eine Chance für die Versorgungswirtschaft, sondern auch ein wichtiger Motor für den globalen Wandel.
Die Einführung erneuerbarer Energien und die dafür erforderlichen modernen Netzmanagement-Technologien können und sollten als Chance für die Versorgungsunternehmen betrachtet werden. Denn mit dem richtigen Konzept lässt sich die Effizienz, Zuverlässigkeit und Widerstandsfähigkeit der Netze verbessern. Zugleich wird ein unschätzbarer Beitrag zum Wohle unseres Planeten geleistet, indem die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen, die Ursachen von Umweltverschmutzung und letztlich der Klimawandel verringert werden.
Autor: Maximilian Weber ist Senior Vice President für EMEA und Infrastruktur bei Hexagons Safety, Infrastructure & Geospatial Division
Tatsächlich nähern wir uns „dem Beginn des Endes des fossilen Zeitalters“, gemäß dem vierten jährlichen Global Electricity Review, verfasst von Malgorzata Wiatros-Motyka und anderen für Ember, einem Energy Thinktank.
Da fossile Brennstoffe anachronistisch sind und fossil befeuerte Kraftwerke vom Netz genommen werden, überholen erneuerbare Energiequellen nun die Kohle als größte Energiequelle weltweit, so die IEA. Dem IEA-Bericht zufolge werden die erneuerbaren Energiequellen bis 2027 um 2.400 GW wachsen. Das entspricht der gesamten heutigen Stromerzeugungskapazität Chinas und bedeutet eine Beschleunigung um 85 Prozent in den letzten fünf Jahren. Es wird erwartet, dass die erneuerbaren Energien in den nächsten vier Jahren 90 Prozent des weltweiten Stromausbaus ausmachen werden.
Dieser Anstieg ist laut IEA-Bericht auf die Politik pro erneuerbarer Energien und politisch geförderten Marktreformen in der Europäischen Union, den USA und China zurückzuführen.
Bedarf an erneuerbaren Energien
Die Beschleunigung der erneuerbaren Energiequellen − Sonne, Wasserkraft, Wind, Biomasse − geht einher mit dem Anstieg der Energiepreise infolge des Krieges in Osteuropa, der die Versorgungskette für fossile Brennstoffe unterbrochen hat. Diese Unterbrechung, die von der IEA als „die erste wirklich globale Energiekrise“ bezeichnet wurde, unterstrich die Notwendigkeit der Energiesicherheit, die durch im Inland erzeugte, erneuerbare Energiequellen gewährleistet wird.
Im Jahr 2022 entfallen 63 Prozent der neu in das US-Stromnetz eingespeisten Stromerzeugungskapazität auf Solarenergie (46 Prozent) und Windenergie (17 Prozent). Tatsächlich sind die erneuerbaren Energien der einzige Sektor, für den ein weiteres Wachstum erwartet wird, während für Kohle, Erdgas, Öl und auch Kernkraft ein Rückgang prognostiziert wird.
Die Offshore-Windenergie zeigt sich als ein neuerer Akteur auf dem Markt für erneuerbare Energien und wird voraussichtlich weltweit wachsen. Allerdings wird der Ausbau in diesem Bereich durch langwierige Genehmigungsverfahren und mangelnde Verbesserungen der Stromnetzinfrastruktur gebremst.
Erweiterungen der Netze
Während der Ausbau der erneuerbaren Energien immer wieder durch politische Meinungsverschiedenheiten gebremst wird, könnte die Notwendigkeit, die Infrastruktur der Versorgungsunternehmen für die Nutzung erneuerbarer Energien zu modernisieren, das größte Hindernis darstellen.
Versorgungsunternehmen wissen, dass dezentrale, in ihrer Leistung weniger vorhersehbare Energiequellen wie Wind und Sonne keine „Plug-and-Play“-Einspeiser sind. Bestehende Netze müssen aufgerüstet und alle Netzinformationen digitalisiert werden, damit die Netze nicht durch erneuerbare Energien belastet werden, sondern auch Elektrofahrzeuge und bidirektionales Laden problemlos möglich ist. Der traditionelle Energiebedarf verschiebt sich deutlich.
Außerdem ist bei der Einführung neuer erneuerbarer Energien nicht sicher, wie viel Last sie liefern werden. Um Angebot und Nachfrage im Gleichgewicht zu halten, müssen die Versorgungsunternehmen zu einem digitalen Echtzeitkonzept für das Lastmanagement übergehen. Eine digitale Darstellung des Netzes, ein „Digitaler Zwilling“, ist für das Verständnis, die Vorhersage und die Planung von Erzeugung und Verbrauch unerlässlich.
Ein digitalisiertes Netz ist auch effizienter, da jede Komponente und Anlage über ihren gesamten Lebenszyklus hinweg verfolgt und gewartet werden kann, wodurch die Infrastruktur zuverlässiger wird. Ein digitalisiertes Netz ist die Voraussetzung dafür, dass Versorgungsunternehmen einen „DERMS“-Ansatz (Distributed Energy Resources Management System) für den Umgang mit alternativen Energiequellen anwenden können.
DERMS ist eine Kombination aus Hardware und Software, die die Verwaltung eines Stromnetzes ermöglicht und erneuerbare Energien wie Wind und Photovoltaik einschließt. DERMS ermöglicht die Echtzeitkommunikation und -steuerung von Batterien, Solarzellen und anderen Anlagen, die sich hinter dem Zähler und außerhalb der direkten Kontrolle des Netzbetreibers befinden können. DERMS optimiert in erster Linie den Energieverbrauch, um Bedarfsspitzen zu minimieren, was eine sorgfältige Planung erfordert.
Nachhaltige Zukunft
Erneuerbare Energien sind nicht nur eine Chance für die Versorgungswirtschaft, sondern auch ein wichtiger Motor für den globalen Wandel.
Die Einführung erneuerbarer Energien und die dafür erforderlichen modernen Netzmanagement-Technologien können und sollten als Chance für die Versorgungsunternehmen betrachtet werden. Denn mit dem richtigen Konzept lässt sich die Effizienz, Zuverlässigkeit und Widerstandsfähigkeit der Netze verbessern. Zugleich wird ein unschätzbarer Beitrag zum Wohle unseres Planeten geleistet, indem die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen, die Ursachen von Umweltverschmutzung und letztlich der Klimawandel verringert werden.
Autor: Maximilian Weber ist Senior Vice President für EMEA und Infrastruktur bei Hexagons Safety, Infrastructure & Geospatial Division
Habeck will Netzkosten über längere Zeit strecken
Quelle: E&M / Harmsen
Aktuell sinken die Börsenstrompreise wieder, weil die Energiekrise vorbei ist, die der russische Angriff auf die Ukraine ausgelöst hatte. Doch für die Verbraucherinnen und Verbraucher verharren die Strompreise auf hohem Niveau oder steigen sogar.
Aktuell sinken die Börsenstrompreise wieder, weil die Energiekrise vorbei ist, die der russische Angriff auf die Ukraine ausgelöst hatte. Doch für die Verbraucherinnen und Verbraucher verharren die Strompreise auf hohem Niveau oder steigen sogar.
Grund sind die Nebenkosten. Der Staat hat bereits die Umlage für den Ausbau Erneuerbarer Energien (EEG) in den Haushalt übernommen, um die Strompreise zu entlasten. Doch der Netzausbau für die Energiewende auf allen Spannungsebenen kostet hunderte Milliarden Euro, die nach aktueller Rechtslage pro kWh als Netzentgelt von den Verbrauchern bezahlt werden.
Dies konterkariert Bemühungen, für den Klimaschutz mehr Strom einzusetzen, sowohl in der Produktion wie für die Heizung und in Fahrzeugen. Deshalb sucht das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) nach Auswegen. Im Bundeshaushalt ist kein Geld für weitere Zuschüsse in den Netzausbau vorgesehen, wie zuerst geplant. Minister Robert Habeck (Grüne) sagte dem Wochenblatt Zeit, dass derzeit verschiedene Modelle gutachterlich geprüft werden, um die Netzkosten anders zu verteilen.
So könne ein „Amortisationskonto“ die Refinanzierungskosten des Netzausbaus zeitlich strecken. „Das Netz muss jetzt ausgebaut werden, aber wenn wir alle Kosten sofort auf die Kunden umlegen, würde es für sie sehr teuer“, so Habeck in dem Interview. „Wünschenswert wäre, dass wir zum nächsten Jahr eine Lösung haben, um die Netzentgelte zu stabilisieren“, setzte er hinzu.
Auch für den Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes sei ein Amortisationskonto geplant. Dieses soll die Kosten für die Investoren zwischenfinanzieren. Dabei rechnet man erst bis zum Jahr 2055 damit, die Kosten über Netzentgelte wieder einzuspielen.
Konzept der zeitlichen Streckung
Die Differenz zwischen den anfangs hohen Baukosten und den durch Netzentgelte eingespielten Einnahmen soll demnach zunächst als Fehlbetrag verbucht werden. Wenn nach und nach die Einnahmen aus den Netzentgelten die auflaufenden Kosten für Aufbau und Betrieb der Infrastruktur übersteigen, kann das Konto ausgeglichen werden.
Beim Wasserstoff-Kernnetz soll der Bund gemeinsam mit einem Selbstbehalt der Betreiber in Höhe von 24 Prozent den zu erwartenden Fehlbetrag ausgleichen. Dieser Regierungsentwurf wird derzeit im Bundestag verhandelt.
Nina Scheer, energiepolitische Sprecherin der SPD-Bundestagsfraktion, unterstützt Habecks Idee. Die Option direkter staatlicher Finanzierung von Netzinfrastruktur solle in diesem Prozess aber nicht verdrängt werden, mahnte sie. „Angesichts absehbarer Klimawandel-Folgeschäden werden in den kommenden Jahrzehnten noch weitere Kostenlasten hinzutreten“, prognostiziert Scheer.
Auch der Verband der Kommunalen Unternehmen (VKU) nennt das Amortisationskonto einen guten Vorschlag. „Wichtig ist, dass dieses Konto auch für den Ausbau der Stromverteilnetze gedacht ist, der Bundes-, Kreis-, Land- und Stadtstraßen des Energiesystems“, erinnerte Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing. Es seien nämlich gerade die örtlichen Netzbetreiber, die die erneuerbaren Energien, die Wärmepumpen oder die E-Autos in ihre Netze einbinden müssen.
Koalitionspartner FDP gegen den Vorschlag
Michael Kruse, energiepolitischer Sprecher der FDP-Fraktion, begrüßte den Versuch, die Stromnetzkosten zu deckeln. Allerdings werde es keine FDP-Beteiligung an einer „schuldenbasierten Konzeption“ geben. „Anstatt zu überlegen, wie die Kostenexplosion neue Schulden verursacht, sollte er wirksame Instrumente vorlegen, um den Ausbau der Erneuerbaren günstiger zu machen“, forderte Kruse mit Blick auf Habeck.
Auch die Opposition lehnte den Plan ab. Mark Helfrich, energiepolitischer Sprecher der Unions-Bundestagsfraktion, forderte „echte Kostensenkungen beim Netzausbau statt dieser Kostenverschiebung in die Zukunft“. Helfrich vermutet, dass Habeck die hohen Netzentgelte nur in die Zukunft verlagern wolle, „damit ihm diese nicht heute politisch auf die Füße fallen“.
Um bei den Ausbaukosten von etwa 300 Milliarden Euro allein im Übertragungsnetz zu sparen, schlägt die SPD vor, statt kostspieliger Erdkabel wieder mehr Freileitungen zu errichten. Diese sind bis zu einem Viertel preiswerter, führen aber zu Akzeptanzproblemen bei den betroffenen Bürgern. Deshalb hatte die unionsgeführte Bundesregierung im Jahr 2015 Erdkabel beschlossen. Auch Übertragungsnetzbetreiber wie der CEO von 50 Hertz, Stefan Kapferer, würden auf einzelnen Strecken gern vom Erdkabel-Vorrang abweichen.
Grund sind die Nebenkosten. Der Staat hat bereits die Umlage für den Ausbau Erneuerbarer Energien (EEG) in den Haushalt übernommen, um die Strompreise zu entlasten. Doch der Netzausbau für die Energiewende auf allen Spannungsebenen kostet hunderte Milliarden Euro, die nach aktueller Rechtslage pro kWh als Netzentgelt von den Verbrauchern bezahlt werden.
Dies konterkariert Bemühungen, für den Klimaschutz mehr Strom einzusetzen, sowohl in der Produktion wie für die Heizung und in Fahrzeugen. Deshalb sucht das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) nach Auswegen. Im Bundeshaushalt ist kein Geld für weitere Zuschüsse in den Netzausbau vorgesehen, wie zuerst geplant. Minister Robert Habeck (Grüne) sagte dem Wochenblatt Zeit, dass derzeit verschiedene Modelle gutachterlich geprüft werden, um die Netzkosten anders zu verteilen.
So könne ein „Amortisationskonto“ die Refinanzierungskosten des Netzausbaus zeitlich strecken. „Das Netz muss jetzt ausgebaut werden, aber wenn wir alle Kosten sofort auf die Kunden umlegen, würde es für sie sehr teuer“, so Habeck in dem Interview. „Wünschenswert wäre, dass wir zum nächsten Jahr eine Lösung haben, um die Netzentgelte zu stabilisieren“, setzte er hinzu.
Auch für den Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes sei ein Amortisationskonto geplant. Dieses soll die Kosten für die Investoren zwischenfinanzieren. Dabei rechnet man erst bis zum Jahr 2055 damit, die Kosten über Netzentgelte wieder einzuspielen.
Konzept der zeitlichen Streckung
Die Differenz zwischen den anfangs hohen Baukosten und den durch Netzentgelte eingespielten Einnahmen soll demnach zunächst als Fehlbetrag verbucht werden. Wenn nach und nach die Einnahmen aus den Netzentgelten die auflaufenden Kosten für Aufbau und Betrieb der Infrastruktur übersteigen, kann das Konto ausgeglichen werden.
Beim Wasserstoff-Kernnetz soll der Bund gemeinsam mit einem Selbstbehalt der Betreiber in Höhe von 24 Prozent den zu erwartenden Fehlbetrag ausgleichen. Dieser Regierungsentwurf wird derzeit im Bundestag verhandelt.
Nina Scheer, energiepolitische Sprecherin der SPD-Bundestagsfraktion, unterstützt Habecks Idee. Die Option direkter staatlicher Finanzierung von Netzinfrastruktur solle in diesem Prozess aber nicht verdrängt werden, mahnte sie. „Angesichts absehbarer Klimawandel-Folgeschäden werden in den kommenden Jahrzehnten noch weitere Kostenlasten hinzutreten“, prognostiziert Scheer.
Auch der Verband der Kommunalen Unternehmen (VKU) nennt das Amortisationskonto einen guten Vorschlag. „Wichtig ist, dass dieses Konto auch für den Ausbau der Stromverteilnetze gedacht ist, der Bundes-, Kreis-, Land- und Stadtstraßen des Energiesystems“, erinnerte Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing. Es seien nämlich gerade die örtlichen Netzbetreiber, die die erneuerbaren Energien, die Wärmepumpen oder die E-Autos in ihre Netze einbinden müssen.
Koalitionspartner FDP gegen den Vorschlag
Michael Kruse, energiepolitischer Sprecher der FDP-Fraktion, begrüßte den Versuch, die Stromnetzkosten zu deckeln. Allerdings werde es keine FDP-Beteiligung an einer „schuldenbasierten Konzeption“ geben. „Anstatt zu überlegen, wie die Kostenexplosion neue Schulden verursacht, sollte er wirksame Instrumente vorlegen, um den Ausbau der Erneuerbaren günstiger zu machen“, forderte Kruse mit Blick auf Habeck.
Auch die Opposition lehnte den Plan ab. Mark Helfrich, energiepolitischer Sprecher der Unions-Bundestagsfraktion, forderte „echte Kostensenkungen beim Netzausbau statt dieser Kostenverschiebung in die Zukunft“. Helfrich vermutet, dass Habeck die hohen Netzentgelte nur in die Zukunft verlagern wolle, „damit ihm diese nicht heute politisch auf die Füße fallen“.
Um bei den Ausbaukosten von etwa 300 Milliarden Euro allein im Übertragungsnetz zu sparen, schlägt die SPD vor, statt kostspieliger Erdkabel wieder mehr Freileitungen zu errichten. Diese sind bis zu einem Viertel preiswerter, führen aber zu Akzeptanzproblemen bei den betroffenen Bürgern. Deshalb hatte die unionsgeführte Bundesregierung im Jahr 2015 Erdkabel beschlossen. Auch Übertragungsnetzbetreiber wie der CEO von 50 Hertz, Stefan Kapferer, würden auf einzelnen Strecken gern vom Erdkabel-Vorrang abweichen.
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BDEW
Intensiv-Lehrgang Change Management mit Zertifikat
Veränderungen erfolgreich initiieren und begleiten
„Verändere, um zu wachsen“ - In drei Terminen zum Erfolg! Lernen Sie, wie Sie Veränderungsprozesse mit Leichtigkeit planen, umsetzen und erfolgreich gestalten. Im dreiteiligen Lehrgang „Change Management“ erweitern Sie Ihr Verständnis für die effektive und schnelle Umsetzung anspruchsvoller Aufgabenstellungen, die über die herkömmliche Projektmanagementkompetenz hinausgehen. Entdecken Sie die Wirksamkeit bewährter Methoden in Veränderungsprozessen und setzen Sie unternehmerische Zielsetzungen und Entscheidungen ergebnisorientiert und nachhaltig um.
Themenschwerpunkte
Themenschwerpunkte
- Projektmanagementkompetenz und Entscheidungsfindung in komplexen Situationen
- Zusammenarbeit, Kommunikation und Koordination in multidisziplinären Teams
- Change-Management-Methoden und -Modelle
- Förderung unternehmerischer Fähigkeiten und Handlungskompetenz
- Stärkung der eigenen Kommunikationskompetenz und -strategie
BDEW begrüßt neue Mitglieder
Quelle: Pixabay / Alexa
Insgesamt vertritt der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) über 2.000 Mitgliedsunternehmen. Deren Spektrum reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Nun kommen zwölf weitere Mitglieder hinzu, wie der BDEW-Vorstand in seiner Sitzung vom 21. März beschlossen hat. Dazu gehören jetzt etwa die Stadtwerke Henningsdorf, Meiningen, Balingen, Ostmünsterland und Haan sowie die Energieversorger „FirstCon“, „Stadt.Energie.Speicher“, „EnergieServicePlus GmbH“ und SGB Energie. Auch der Messdienstleister „ENOMETRIK Gesellschaft für Messdienstleistungen“ ist dazugestoßen.
Insgesamt vertritt der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) über 2.000 Mitgliedsunternehmen. Deren Spektrum reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Nun kommen zwölf weitere Mitglieder hinzu, wie der BDEW-Vorstand in seiner Sitzung vom 21. März beschlossen hat. Dazu gehören jetzt etwa die Stadtwerke Henningsdorf, Meiningen, Balingen, Ostmünsterland und Haan sowie die Energieversorger „FirstCon“, „Stadt.Energie.Speicher“, „EnergieServicePlus GmbH“ und SGB Energie. Auch der Messdienstleister „ENOMETRIK Gesellschaft für Messdienstleistungen“ ist dazugestoßen.
Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung, zeigt sich erfreut darüber, dass unter den neuen Mitgliedern mehrere Stadtwerke und regionale Unternehmen sind. „Sie sind das Gesicht der Energiewende vor Ort und Garant für die regionale Daseinsvorsorge“, so Andreae, deren Vertrag soeben um weitere fünf Jahre verlängert worden ist (wir berichteten).
Die BDEW-Mitglieder repräsentieren nach Angaben des Branchenverbandes rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes in Deutschland. Zudem sind über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung vertreten. Rund ein Drittel der Abwasser-Entsorger in Deutschland sind außerdem Mitglieder im Verband.
Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung, zeigt sich erfreut darüber, dass unter den neuen Mitgliedern mehrere Stadtwerke und regionale Unternehmen sind. „Sie sind das Gesicht der Energiewende vor Ort und Garant für die regionale Daseinsvorsorge“, so Andreae, deren Vertrag soeben um weitere fünf Jahre verlängert worden ist (wir berichteten).
Die BDEW-Mitglieder repräsentieren nach Angaben des Branchenverbandes rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes in Deutschland. Zudem sind über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung vertreten. Rund ein Drittel der Abwasser-Entsorger in Deutschland sind außerdem Mitglieder im Verband.
Sunrock sichert sich 100 Millionen Euro
Quelle: Shutterstock / kittipong sirirattatanon
Die Mittelvergabe erfolgt als Projektfinanzierung, einer speziellen Finanzierungsform für großvolumige Investitionsvorhaben. Die Rückzahlung erfolgt dabei allein über die künftig erwirtschafteten Erträge des Projektes.
Die Mittelvergabe erfolgt als Projektfinanzierung, einer speziellen Finanzierungsform für großvolumige Investitionsvorhaben. Die Rückzahlung erfolgt dabei allein über die künftig erwirtschafteten Erträge des Projektes.
Mit den 100 Millionen Euro der Landesbank Baden-Württemberg (LBBW) will das 2012 in den Niederlanden gegründete Unternehmen Sunrock weiter auf dem deutschen Markt expandieren. Seit 2022 ist Sunrock auf deutschen Boden aktiv und hat mehrere Projekte bundesweit umgesetzt − zuletzt eine Photovoltaikanlage mit einer Leistung von knapp 2 MW in Unna (Nordrhein-Westfalen). Die Anlage ist auf dem Dach des Unternehmens Panattoni installiert, einem Entwickler von Industrie-, Logistik- und Gewerbeimmobilien in Europa.
„Mit der LBBW haben wir einen langfristigen Finanzpartner für weiteres Wachstum an unserer Seite“, erklärt Mahmud Yildiz, Lead Structured Finance & Investments bei Sunrock Germany. Aufseiten der LBBW verantwortet die Projektfinanzierung Bereichsleiter Thomas Schulz.
Sunrock hat in Deutschland seinen Sitz in Düsseldorf und eine zweite Niederlassung in Hamburg. Das Unternehmen agiert als Investor, Entwickler und Eigentümer von Photovoltaikanlagen im sogenannten C&I(Commercial & Industrial)-Immobilienmarkt. Nach eigenen Angaben hat Sunrock mehr als 5 Millionen Quadratmeter Dachfläche mit PV-Anlagen ausgestattet, was einer Leistung von 500 MW entspricht. Neben den Niederlanden und Deutschland ist Sunrock auch in Frankreich und Belgien tätig. Aktuell hat das Unternehmen Projekte mit insgesamt 1.000 MW in seiner Pipeline.
Mit den 100 Millionen Euro der Landesbank Baden-Württemberg (LBBW) will das 2012 in den Niederlanden gegründete Unternehmen Sunrock weiter auf dem deutschen Markt expandieren. Seit 2022 ist Sunrock auf deutschen Boden aktiv und hat mehrere Projekte bundesweit umgesetzt − zuletzt eine Photovoltaikanlage mit einer Leistung von knapp 2 MW in Unna (Nordrhein-Westfalen). Die Anlage ist auf dem Dach des Unternehmens Panattoni installiert, einem Entwickler von Industrie-, Logistik- und Gewerbeimmobilien in Europa.
„Mit der LBBW haben wir einen langfristigen Finanzpartner für weiteres Wachstum an unserer Seite“, erklärt Mahmud Yildiz, Lead Structured Finance & Investments bei Sunrock Germany. Aufseiten der LBBW verantwortet die Projektfinanzierung Bereichsleiter Thomas Schulz.
Sunrock hat in Deutschland seinen Sitz in Düsseldorf und eine zweite Niederlassung in Hamburg. Das Unternehmen agiert als Investor, Entwickler und Eigentümer von Photovoltaikanlagen im sogenannten C&I(Commercial & Industrial)-Immobilienmarkt. Nach eigenen Angaben hat Sunrock mehr als 5 Millionen Quadratmeter Dachfläche mit PV-Anlagen ausgestattet, was einer Leistung von 500 MW entspricht. Neben den Niederlanden und Deutschland ist Sunrock auch in Frankreich und Belgien tätig. Aktuell hat das Unternehmen Projekte mit insgesamt 1.000 MW in seiner Pipeline.
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Quelle: Solar Promotion GmbH
Advertorial. The smarter E Europe 2024: Systemwechsel durch Erneuerbare
Erleben Sie auf The smarter E Europe 2024, wie Erneuerbare einen Systemwechsel hin zu smarter Energieversorgung ermöglichen. Stadtwerke und Start-ups spielen dabei eine Schlüsselrolle.
Die dynamischen Zubauraten der erneuerbaren Energien eröffnen den Blick darauf, dass ein Systemwechsel hin zu einer dezentralen, digitalisierten und intelligenten Strom- und Wärmeversorgung unumgänglich ist. Stadtwerke und Kommunen können einen großen Beitrag hierzu leisten: mit der Umsetzung von smartem Energieversorgungsmanagement durch Flexibilität, Digitalisierung und künstliche Intelligenz (KI). Welche Anwendungen dafür zum Einsatz kommen, erfahren sie auf The smarter E Europe.
Die dynamischen Zubauraten der erneuerbaren Energien eröffnen den Blick darauf, dass ein Systemwechsel hin zu einer dezentralen, digitalisierten und intelligenten Strom- und Wärmeversorgung unumgänglich ist. Stadtwerke und Kommunen können einen großen Beitrag hierzu leisten: mit der Umsetzung von smartem Energieversorgungsmanagement durch Flexibilität, Digitalisierung und künstliche Intelligenz (KI). Welche Anwendungen dafür zum Einsatz kommen, erfahren sie auf The smarter E Europe.
Stromerzeugung und -verbrauch anpassen: Flexibilität
Bei der Nutzung von Flexibilität wird der Stromverbrauch an die Erzeugungsprofile angepasst. Leisten können dies unter anderem flexible Kleinverbraucher über die Optimierung ihres Eigenbedarfs. Hier kommen Heimenergiemanagementsysteme (HEMS) zum Einsatz. Diese steuern Verbrauchs- und Ladevorgänge von PV-Anlagen, Speichern, Wallboxen und Wärmepumpen und minimieren so den Bezug von Netzstrom, indem zuerst der eigene Solarstrom genutzt wird.
Eine weitere Art von Flexibilität bieten dynamische Stromtarife. Voraussetzung für die Umstellung auf einen dynamischen Stromtarif ist der Einbau eines Smart Meters, um den Verbrauch zu den verschiedenen Zeiten erfassen zu können.
Start-ups: Treiber für eine zukunftsfähige Energiewelt
Start-ups entwickeln Lösungen, die auf eine erneuerbare Energieversorgung rund um die Uhr einzahlen. Vor allem Ansätze zur Dekarbonisierung, zur Optimierung von Erzeugungstechnologien und Energieverbrauch, zur Förderung von Smart Grids und Softwarelösungen für das Energiemanagement spielen hier eine Rolle. Auf der Start-up Area von The smarter E Europe in Halle C5 präsentieren sich rund 150 exzellente Start-ups.
Künstliche Intelligenz: Potenziale für Stadtwerke
KI bietet eine Vielzahl von Anwendungen für Stadtwerke: Beispielsweise den Einsatz von KI bei Überwachung und Wartung der Energieinfrastruktur. Des Weiteren können mit KI Verbrauchs- und Wetterdaten erhoben und für die Stromangebotsoptimierung ausgewertet werden. Auch in der Kundenberatung und dem Management von Serviceanfragen kann sie zum Einsatz kommen und Routineprozesse automatisieren.
The smarter E Europe 2024: „Accelerating Integrated Energy Solutions“
Passgenaue Lösungen aus den Bereichen Flexibilität, Digitalisierung und KI gibt es auf The smarter E Europe 2024. Europas größte Messeallianz für die Energiewirtschaft stellt eine erneuerbare Energieversorgung 24/7 in den Fokus.
The smarter E Europe vereint vier Fachmessen und findet vom 19. bis 21. Juni 2024 auf der Messe München statt.
Stromerzeugung und -verbrauch anpassen: Flexibilität
Bei der Nutzung von Flexibilität wird der Stromverbrauch an die Erzeugungsprofile angepasst. Leisten können dies unter anderem flexible Kleinverbraucher über die Optimierung ihres Eigenbedarfs. Hier kommen Heimenergiemanagementsysteme (HEMS) zum Einsatz. Diese steuern Verbrauchs- und Ladevorgänge von PV-Anlagen, Speichern, Wallboxen und Wärmepumpen und minimieren so den Bezug von Netzstrom, indem zuerst der eigene Solarstrom genutzt wird.
Eine weitere Art von Flexibilität bieten dynamische Stromtarife. Voraussetzung für die Umstellung auf einen dynamischen Stromtarif ist der Einbau eines Smart Meters, um den Verbrauch zu den verschiedenen Zeiten erfassen zu können.
Start-ups: Treiber für eine zukunftsfähige Energiewelt
Start-ups entwickeln Lösungen, die auf eine erneuerbare Energieversorgung rund um die Uhr einzahlen. Vor allem Ansätze zur Dekarbonisierung, zur Optimierung von Erzeugungstechnologien und Energieverbrauch, zur Förderung von Smart Grids und Softwarelösungen für das Energiemanagement spielen hier eine Rolle. Auf der Start-up Area von The smarter E Europe in Halle C5 präsentieren sich rund 150 exzellente Start-ups.
Künstliche Intelligenz: Potenziale für Stadtwerke
KI bietet eine Vielzahl von Anwendungen für Stadtwerke: Beispielsweise den Einsatz von KI bei Überwachung und Wartung der Energieinfrastruktur. Des Weiteren können mit KI Verbrauchs- und Wetterdaten erhoben und für die Stromangebotsoptimierung ausgewertet werden. Auch in der Kundenberatung und dem Management von Serviceanfragen kann sie zum Einsatz kommen und Routineprozesse automatisieren.
The smarter E Europe 2024: „Accelerating Integrated Energy Solutions“
Passgenaue Lösungen aus den Bereichen Flexibilität, Digitalisierung und KI gibt es auf The smarter E Europe 2024. Europas größte Messeallianz für die Energiewirtschaft stellt eine erneuerbare Energieversorgung 24/7 in den Fokus.
The smarter E Europe vereint vier Fachmessen und findet vom 19. bis 21. Juni 2024 auf der Messe München statt.
Offshore-Anlagen brauchen mehr Schutz
Quelle: E&M
Bei einem Treffen von Offshore-Branche und Regierungsvertretern in der Britischen Botschaft in Berlin ging es darum, wie Sabotageakten auf See zu begegnen ist. Trotz des Brexits wollen die Länder der EU und Großbritanniens hierfür enger zusammenarbeiten. Spätestens mit der Sprengung der Nordstream-Gaspipelines im September 2022 herrscht hier erhöhte Alarmbereitschaft. Die Nato hat eine eigene Zelle gegründet, die sich um den Schutz unterseeischer kritischer Infrastruktur kümmert, erläuterte deren Leiter, Commodore Hans-Werner Wiermann. Norwegen sichtet zum Beispiel öfter russische U-Boote in seinen Gewässern.
Bei einem Treffen von Offshore-Branche und Regierungsvertretern in der Britischen Botschaft in Berlin ging es darum, wie Sabotageakten auf See zu begegnen ist. Trotz des Brexits wollen die Länder der EU und Großbritanniens hierfür enger zusammenarbeiten. Spätestens mit der Sprengung der Nordstream-Gaspipelines im September 2022 herrscht hier erhöhte Alarmbereitschaft. Die Nato hat eine eigene Zelle gegründet, die sich um den Schutz unterseeischer kritischer Infrastruktur kümmert, erläuterte deren Leiter, Commodore Hans-Werner Wiermann. Norwegen sichtet zum Beispiel öfter russische U-Boote in seinen Gewässern.
Zu den Gesprächsthemen der Tagung gehörte auch die Notwendigkeit, Lieferketten für Offshore-Windkraft und den Stromtransport zu sichern. Das könne mit Zulassungsstandards in den Ausschreibungen geschehen, sagte für die Ampelkoalition der SPD-Energiepolitiker Bengt Berg. Die Verpflichtung zu Fertigungskapazitäten in der EU könne aber den weltweiten Markt behindern, zu Verzögerungen führen und teurer sein, gab ein Branchenvertreter zu bedenken.
Gesprächspartner:
Warum E&M Energiefunk?
Vierzehntäglich mittwochs bringt eine neue Folge des Energiefunks Fakten, Meinungen und Skurriles aus der Energiewelt. Neben dem Bericht steht die persönliche Meinung, der Aufruf, Ausbruch oder die plötzliche Einsicht der Energieakteure im Mittelpunkt.
Dazu gehören Kurzinterviews aus Politik, Verbänden, Unternehmen oder Wissenschaft, Schlagzeilen der Woche, Trends, Entwicklungen, Prognosen zu aktuellen Prozessen in der Energiewelt und natürlich Meldungen aus der digitalen Welt. Auch das Kurzporträt eines Unternehmens oder innovativen Projekts wird aus aktuellem Anlass gezeichnet.
Wir nehmen die Macher der Energiewelt beim Wort. Ganz gleich, ob Erfolgsmeldung oder Rückzugsgefecht, bei uns stehen Politiker, Unternehmer oder Forscher Rede und Antwort. Zündende Idee oder Schlag in Wasser? Entscheiden Sie selbst beim Zuhören. Oder schicken Sie uns Ihre Meinung zum Thema, reden Sie mit.
Hören ist manchmal leichter als Lesen. Es geht auch unterwegs oder beim Autofahren oder sogar im Dunkeln. Und Sie bekommen den Originalton. Keine gefilterten Berichte, sondern die Aussage pur. Als wären Sie dabei, sozusagen „Ohrenzeuge“. Das kann Sie erheitern, aufregen, den Kopf schütteln oder die Ohren spitzen lassen. Die Wahl liegt bei Ihnen − also reinhören! Der E&M Energiefunk kann bei iTunes, über Spotify, auf SoundCloud sowie bei Deezer und Google Play Music und Amazon Alexa oder per RSS-Feed abonniert und angehört werden. Bei Google Play gibt es ihn auch als App.
Zu den Gesprächsthemen der Tagung gehörte auch die Notwendigkeit, Lieferketten für Offshore-Windkraft und den Stromtransport zu sichern. Das könne mit Zulassungsstandards in den Ausschreibungen geschehen, sagte für die Ampelkoalition der SPD-Energiepolitiker Bengt Berg. Die Verpflichtung zu Fertigungskapazitäten in der EU könne aber den weltweiten Markt behindern, zu Verzögerungen führen und teurer sein, gab ein Branchenvertreter zu bedenken.
Gesprächspartner:
- Bengt Berg, SPD-Bundestagsabgeordneter, Mitglied im Ausschuss für Klimaschutz und Energie
- Jörg Kubitza, Deutschland-CEO von Orsted und Vorstandsvorsitzender des Bundesverbandes Windenergie Offshore (BWO)
- Stefan Thimm, Geschäftsführer des BWO
- Commodore Hans-Werner Wiermann, Leiter der Critical Undersea Infrastructure Coordination Cell der Nato
Warum E&M Energiefunk?
Vierzehntäglich mittwochs bringt eine neue Folge des Energiefunks Fakten, Meinungen und Skurriles aus der Energiewelt. Neben dem Bericht steht die persönliche Meinung, der Aufruf, Ausbruch oder die plötzliche Einsicht der Energieakteure im Mittelpunkt.
Dazu gehören Kurzinterviews aus Politik, Verbänden, Unternehmen oder Wissenschaft, Schlagzeilen der Woche, Trends, Entwicklungen, Prognosen zu aktuellen Prozessen in der Energiewelt und natürlich Meldungen aus der digitalen Welt. Auch das Kurzporträt eines Unternehmens oder innovativen Projekts wird aus aktuellem Anlass gezeichnet.
Wir nehmen die Macher der Energiewelt beim Wort. Ganz gleich, ob Erfolgsmeldung oder Rückzugsgefecht, bei uns stehen Politiker, Unternehmer oder Forscher Rede und Antwort. Zündende Idee oder Schlag in Wasser? Entscheiden Sie selbst beim Zuhören. Oder schicken Sie uns Ihre Meinung zum Thema, reden Sie mit.
Hören ist manchmal leichter als Lesen. Es geht auch unterwegs oder beim Autofahren oder sogar im Dunkeln. Und Sie bekommen den Originalton. Keine gefilterten Berichte, sondern die Aussage pur. Als wären Sie dabei, sozusagen „Ohrenzeuge“. Das kann Sie erheitern, aufregen, den Kopf schütteln oder die Ohren spitzen lassen. Die Wahl liegt bei Ihnen − also reinhören! Der E&M Energiefunk kann bei iTunes, über Spotify, auf SoundCloud sowie bei Deezer und Google Play Music und Amazon Alexa oder per RSS-Feed abonniert und angehört werden. Bei Google Play gibt es ihn auch als App.
Belectric baut 114-MW-Solarpark
Quelle: E&M / Katia Meyer-Tien
Über 114 MW Leistung soll der neue Photovoltaikpark verfügen, den der bayerische Solartechnikanbieter Belectric in Borentin, im Norden des Landkreises Mecklenburgische Seenplatte, errichten will. Der Auftrag für das Projekt kommt vom Hamburger Stromproduzenten Encavis.
Über 114 MW Leistung soll der neue Photovoltaikpark verfügen, den der bayerische Solartechnikanbieter Belectric in Borentin, im Norden des Landkreises Mecklenburgische Seenplatte, errichten will. Der Auftrag für das Projekt kommt vom Hamburger Stromproduzenten Encavis.
Die Encavis − derzeit mitten im Übernahmeprozess durch den US-amerikanischen Finanzinvestor KKR (wir berichteten) − vergrößert mit dem Projekt ihr PV-Portfolio in Deutschland deutlich auf dann 412 MW. Im Bereich Windenergie beläuft sich die angeschlossene Erzeugungsleistung des Unternehmens in Deutschland auf 265 MW.
Mario Schirru, CIO/COO bei Encavis, kommentierte den jetzt erfolgten Spatenstich für den bislang größten Solarpark des Unternehmens mit Lob für den Projektpartner Belectric, mit dem Encavis bereits seit mehreren Jahren zusammenarbeitet. Diese Zusammenarbeit, so Schirru, bringe Encavis „auf dem Weg zu den bis 2027 angestrebten 7 GW Erzeugungskapazität in Europa einen deutlichen Schritt voran“.
Inbetriebnahme im September 2024
Einer Mitteilung von Belectric zufolge entsteht der Park auf einer Fläche von umgerechnet 135 Fußballfeldern und soll voraussichtlich im September 2024 ans Netz gehen. Betrieb und Wartung des Projektes übernehme ebenfalls Belectric.
In Konkurrenz mit einer landwirtschaftlichen Nutzung stehe Park nicht, teilen die Projektpartner vorsorglich mit: Er entstehe auf einer Fläche mit einer durchschnittlichen Bodenwertzahl von 27,26 und somit auf einem Areal, das ohnehin keine gute landwirtschaftliche Ertragsfähigkeit aufweise. Erst ab Werten über 40 spreche man von gutem Ackerboden, ab Werten über 60 von sehr guter Qualität.
Belectric, Teil der Elevion Gruppe, ist ein EPC-Dienstleister in der Entwicklung, im Bau und im Betrieb von Solarkraftwerken in Europa und hat nach eigenen Angaben weltweit bereits fast 5.000 MW Leistung errichtet.
Die Encavis AG ist ein im MDAX notierter Produzent von Strom aus Erneuerbaren Energien und erwirbt und betreibt (Onshore-)Wind- und Solarparks in zwölf Ländern Europas. Die Gesamterzeugungskapazität des Encavis-Konzerns beträgt Unternehmensangaben zufolge aktuell rund 3.600 MW, von denen sich mehr als 2.200 MW der Encavis AG zurechnen lassen. Aktuell seien im Konzern rund 1.200 MW an Erzeugungskapazitäten im Bau, davon rund 830 MW im Eigenbestand.
Die Encavis − derzeit mitten im Übernahmeprozess durch den US-amerikanischen Finanzinvestor KKR (wir berichteten) − vergrößert mit dem Projekt ihr PV-Portfolio in Deutschland deutlich auf dann 412 MW. Im Bereich Windenergie beläuft sich die angeschlossene Erzeugungsleistung des Unternehmens in Deutschland auf 265 MW.
Mario Schirru, CIO/COO bei Encavis, kommentierte den jetzt erfolgten Spatenstich für den bislang größten Solarpark des Unternehmens mit Lob für den Projektpartner Belectric, mit dem Encavis bereits seit mehreren Jahren zusammenarbeitet. Diese Zusammenarbeit, so Schirru, bringe Encavis „auf dem Weg zu den bis 2027 angestrebten 7 GW Erzeugungskapazität in Europa einen deutlichen Schritt voran“.
Inbetriebnahme im September 2024
Einer Mitteilung von Belectric zufolge entsteht der Park auf einer Fläche von umgerechnet 135 Fußballfeldern und soll voraussichtlich im September 2024 ans Netz gehen. Betrieb und Wartung des Projektes übernehme ebenfalls Belectric.
In Konkurrenz mit einer landwirtschaftlichen Nutzung stehe Park nicht, teilen die Projektpartner vorsorglich mit: Er entstehe auf einer Fläche mit einer durchschnittlichen Bodenwertzahl von 27,26 und somit auf einem Areal, das ohnehin keine gute landwirtschaftliche Ertragsfähigkeit aufweise. Erst ab Werten über 40 spreche man von gutem Ackerboden, ab Werten über 60 von sehr guter Qualität.
Belectric, Teil der Elevion Gruppe, ist ein EPC-Dienstleister in der Entwicklung, im Bau und im Betrieb von Solarkraftwerken in Europa und hat nach eigenen Angaben weltweit bereits fast 5.000 MW Leistung errichtet.
Die Encavis AG ist ein im MDAX notierter Produzent von Strom aus Erneuerbaren Energien und erwirbt und betreibt (Onshore-)Wind- und Solarparks in zwölf Ländern Europas. Die Gesamterzeugungskapazität des Encavis-Konzerns beträgt Unternehmensangaben zufolge aktuell rund 3.600 MW, von denen sich mehr als 2.200 MW der Encavis AG zurechnen lassen. Aktuell seien im Konzern rund 1.200 MW an Erzeugungskapazitäten im Bau, davon rund 830 MW im Eigenbestand.
News aus dem Marktplatz Energie
Bild: Bundesverband der Windparkbetreiber Offshore e.V.
Fachkonferenzen
Mitteilung der Firma Bundesverband Windenergie Offshore e.V.
Offshore-Windenergie überwindet Grenzen: Mit der "Zukunft Offshore 2024"
Offshore-Windenergie bringt die Länder Europas näher zusammen. Das ist gerade in politisch instabilen Zeiten eine wichtige Botschaft.
Fragen zu dieser Mitteilung? Kontakt:
Mehr Informationen:
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Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) lädt daher zu seiner wichtigsten Branchenveranstaltung des Jahres – der „Zukunft Offshore“ – unter dem Motto „Grenzen überwinden – Overcoming Borders“ vom 23. bis 24. April 2024 in den Spreespeicher Berlin ein. Gemeinsam mit WindEurope als Kooperationspartner wird diskutiert, wie die Potenziale der Offshore-Windenergie gehoben werden können.
Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) lädt daher zu seiner wichtigsten Branchenveranstaltung des Jahres – der „Zukunft Offshore“ – unter dem Motto „Grenzen überwinden – Overcoming Borders“ vom 23. bis 24. April 2024 in den Spreespeicher Berlin ein. Gemeinsam mit WindEurope als Kooperationspartner wird diskutiert, wie die Potenziale der Offshore-Windenergie gehoben werden können.
Offshore-Wind ist das Rückgrat der Energiewende und bildet das Fundament einer unabhängigen und sicheren Energieversorgung in Europa. Die Europäische Nord- und Ostsee bietet darüber hinaus als Powerhouse ökonomische Chancen auf Wertschöpfung und Wohlstand. Das letzte Jahr war ein Meilenstein für die Offshore-Windenergie in Europa, mit mehr ans Netz angeschlossenen Windturbinen als je zuvor. Ebenso ermutigend ist der Anstieg der Investitionen. Die Finanzierung für acht neue Windparks erreichte 30 Milliarden Euro, was die Entwicklung einer zusätzlichen Kapazität von neun Gigawatt Offshore ermöglichte. „Wenn alle Länder ihre Auktionen 2024 wie geplant durchführen, werden in diesem Jahr mindestens 40 Gigawatt versteigert. Deutschland zählt mit Dänemark, Großbritannien, Frankreich und den Niederlanden zu den fünf Ländern mit den höchsten Auktionskapazitäten in den nächsten zwei Jahren“, sagt dazu Stefan Thimm, BWO-Geschäftsführer.
Die Verzögerungen beim Netzausbau sind zwar ein Thema, aber sie werden den Ausbau der Offshore-Windenergie nicht stoppen. Vielmehr ist positiv zu bewerten, dass die Behörden die zeitlichen Verschiebungen im Netzausbau frühzeitig transparent gemacht haben. Das trägt zur Planungssicherheit bei. Diese Transparenz wird auch in anderen Bereichen benötigt, in denen potenzielle Engpässe drohen, etwa bei den Häfen.
Spätestens seit der Öffnung des BWO hin zur Wertschöpfungskette hat der Verband wichtige Diskussionen angestoßen und verstanden, wie wichtig ein gesunder Hochlauf der Kapazitäten der Lieferkette und der Ausbau der Infrastruktur ist.
Dieser Ausbau sollte sich an den Ausbauzielen orientieren. Hier hat die Politik unter anderem mit ihrer Unterstützung des Baus von Konverterplattformen in Warnemünde und Bremerhaven sehr gute Vorarbeit geleistet. Ähnliche Anstrengungen werden über die Bundestagswahl 2025 hinaus notwendig sein.
Auch der Meeeres- und Naturschutz spielt beim Ausbau der Offshore-Windenergie eine wichtige Rolle und diese Verantwortung wollen die Unternehmen wahrnehmen. Den Austausch über neue Lösungen zum Schutz der Meere wird es auch auf der „Zukunft Offshore“ geben. Das Ausbauziel für 2035 lautet: mindestens 40 Gigawatt Offshore-Wind bis 2035. Realistisch sind sogar 46 bis 50 Gigawatt an Netzanschlusskapazität, für die auch entsprechende Offshore-Wind-Ausschreibungen geplant sind.
Zu all diesen Themen tauschen sich Vertreter:innen aus Politik, Wirtschaft, Forschung und Umweltschutz auf der „Zukunft Offshore“ aus. Hier treffen Entscheider aus Branche und Politik aus ganz Europa aufeinander. Spannende Panels und exklusives Networking mit Blick auf die Spree im Herzen Berlins runden die „Zukunft Offshore“ ab.
Ihre Ansprechpartnerin:
Julia Penk, Event
Bundesverband Windenergie Offshore
Spreeufer 5, 10115 Berlin
j.penk@bwo-offshorewind.de
Wer in der Windenergiebranche etwas zu sagen hat, sagt es bei uns! - Willkommen auf der Zukunftskonferenz "Wind & Maritim" in Rostock
Bild: WindEnergy Network e. V.
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Ziel der Konferenz ist es, Markt- und Technologietrends in den Bereichen der On- und Offshore-Windenergie, Maritimen Wirtschaft und im Bereich der Sektorenkopplung aufzuzeigen und Branchenvertreter vom Start-Up bis zum Global Player zusammenzubringen.
Ziel der Konferenz ist es, Markt- und Technologietrends in den Bereichen der On- und Offshore-Windenergie, Maritimen Wirtschaft und im Bereich der Sektorenkopplung aufzuzeigen und Branchenvertreter vom Start-Up bis zum Global Player zusammenzubringen.
Logistik und Hafenumschlag von Windenergiekomponenten, Onshore-Windenergie und Innovationen der Windenergienutzung, Service und Wartung von Offshore-Windparks, aktuelle Entwicklungen von Offshore-Transport- und Installationsschiffen sowie Infrastrukturlösungen für grüne Gewerbegebiet werden einige Schwerpunkte der umfangreichen Themenforen sein. Zur Zukunftskonferenz werden mehr als 150 nationale und internationale Teilnehmer erwartet.
Seien Sie mit dabei und sichern Sie sich Ihre Anmeldung >> hier
Ansprechpartnerin:
Sarah Hofmann
Tel.: 0381 37719254
E-Mail: hofmann@wind-energy-network.de
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