1. No category

März 2015
P.B.B. – Zul.-Nr. GZ 022031249 M
„Die Presse“ Verlags-Ges.m.b.H. & Co KG
Hainburger Strasse 33, 1030 Wien
Retouren an PF555, 1008 Wien
Postnummer 1
Das Fachmagazin der österreichischen E-Wirtschaft
EINE FRAGE DER GERECHTIGKEIT
Faire Netzkosten für den Kunden werden zum heißen Thema
GEMEINSAM FÜR DIE E-WIRTSCHAFT
Zwei neue Spartensprecher reden Klartext
BDEW KONGRESS
23. bis 25. Juni 2015, InterContinental Berlin
BDEW Kongress 2015
Die Rahmenbedingungen für einen neuen Energiemarkt sind derzeit immer
noch offen. Immer noch werden in der Energiepolitik Probleme isoliert betrachtet.
Manchem Reformprojekt fehlt es an einer Einbindung in einen Gesamtrahmen.
Letzteren brauchen die Unternehmen dringend. Bezahlbarkeit und Versorgungssicherheit stehen auf der Agenda ganz oben. Sie müssen gleichberechtigt neben
dem Klimaschutz stehen.
Diskutieren Sie mit über 1.400 Experten aus der
Energie- und Wasserwirtschaft, aus Politik, Wissenschaft und Medien außerdem folgende Themen:
Es gilt, alle anstehenden Herausforderungen des zukünftigen Energiemarktes zu
bündeln und gemeinsam zu diskutieren!
• Welche Lösungen gibt es für die Heraus forderungen im Energienetz 2.0?
Diese Themen stehen im Mittelpunkt des BDEW Kongresses 2015:
• Welche Bedeutung hat die IT in der Energiewirtschaft und welche Sicherheitsanforderungen sind
notwendig?
• Wir stehen vor der Grundsatzentscheidung: Vertraut die Politik alleine auf
einen Energy-only-Markt 2.0 oder wird es die Einführung eines Kapazitätsmechanismus geben? Welche Auswirkungen hat dies auf die wirtschaftliche
Situation z. B. der Stadtwerke und wie gehen die Kommunen damit um? Wie
kann das Strommarktdesign europakompatibel ausgestaltet werden und wie
kann dabei der europäische Binnenmarkt weiterentwickelt werden?
• EEG 2.0 – kann die wettbewerbliche Förderung
der Erneuerbaren Energien so gelingen?
• Wie heizt Deutschland morgen?
• Mehr als nur Netze und Erzeugung? Der Faktor
Vertrieb und Handel in der Energiewende
• Wie lässt sich Energieeffizienz zu einem Gewinnerthema machen?
• Die internationalen Rohstoffmärkte bleiben in Bewegung. Wie steht es um die
Versorgungssicherheit in Deutschland und in der EU? Welche geopolitischen
Entwicklungen bestimmen die Realitäten der Energie- und Wasserwirtschaft
von morgen?
• Mit welchen Innovationen stehen junge Unternehmen
unserer Branche in den Startlöchern?
• Im Rahmen der Energiewende führt der Ausbau der Erneuerbaren Energien und
der notwendigen Infrastruktur zu wachsender Flächennutzung. Der Umbau der
Energieversorgung wird sichtbar und stellt für den Bürger die Akzeptanzfrage
neu. Wird die neue Zielhierarchisierung der Bundesregierung die Konflikte lösen
können? Werden Bund und Länder die Energiewende endlich als Gemeinschaftsprojekt betrachten? Werden neue Finanzierungsinstrumente und Akteursstrukturen die Akzeptanz verbessern?
Begleitende Fachausstellung:
Begleitet wird der BDEW Kongress 2015 wieder von
einer Fachausstellung. Hier können Sie Ihr Unternehmen
präsentieren und sich über die Neuigkeiten der Branchen
informieren.
BDEW Kongress Infoline +49. 30. 28 44 94-185
www.bdew.de/kongress · kongress@bdew.de
BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Hauptsponsoren
Nachwuchsinitiative
Medienpartner
1
2
3
4
5
6
04
INHALT
Inhalt
_ Coverstory
06 Eine Frage der Gerechtigkeit
_ Inhalt
06
12 Interview: »Gemeinsam für die E-Wirtschaft«
18 MONA macht Netze zukunftsfähig
22 Kleinere Projekte der E-Wirtschaft - Small is beautiful
28 Emissionshandel im Umbau
31 Energierecht auf dem Punkt
38 Investitionen - Warten auf bessere Zeiten
12
42 Perspektiven der KWK in Österreich
48 Brennpunkt Europa
50 Stadtwerke Bruck - Mit Steirerkraft und Vielseitigkeit 53 Standardisation Corner
54 Österreich – Pilotregion für die Energiezukunft
60 Blitzlichter 22
62 Termine
EDITORIAL
Himmlische Reise,
irdische Herausforderung
 Dr. Barbara Schmidt
Generalsekretärin Oesterreichs Energie
Faszination und die Welt des real Machbaren liegen nur einige wenige Zehntelmillimeter
voneinander entfernt, zumindest wenn man dieses Heft von Oesterreichs Energie in die
Hand nimmt. Während wir bei Oesterreichs Energie gerade mit der Fertigstellung
dieser Ausgabe unseres Fachmagazins, das Sie in Händen halten, beschäftigt waren,
startete in Abu Dhabi das Flugzeug Solar Impulse, mit Elektroantrieb und Strom aus
17.000 hauchdünnen Solarzellen zu einem Flug um die Welt in zwölf Etappen und
25 Flugtagen. Strom aus erneuerbaren Energien macht damit etwas möglich, was noch
vor wenigen Jahren für undenkbar gehalten worden war.
Auch wenn erneuerbare Energien die Luftfahrt nicht so rasch revolutionieren werden,
am Boden ist die Revolution der Stromerzeugung bereits voll im Gang: Steigende
Anteile von Strom aus Sonnenlicht erfordern ein Umdenken bei der Konzeption der
Stromnetze und bei deren Finanzierung. Was dafür notwendig ist, thematisiert das
erste Trendforum von Oesterreichs Energie in diesem Jahr. Unsere Coverstory widmet
sich diesem Thema und zeigt die grundlegenden Fakten auf.
Um das real Machbare geht es in Europa und Österreich: Europa diskutiert die Energieunion und die Zukunft der Kraft-Wärme-Kopplung. In Österreich sind die Energieversorger auf der Suche nach kreativen Ideen für neue Geschäftsmodelle und sinnvolle
Umsetzungen des mühsam startenden Energieeffizienzgesetzes. Wirtschaft, Wissenschaft und Politik sind hier gemeinsam gefordert, Lösungen zu finden. Bleibt die
Hoffnung, dass in Anbetracht der himmlischen Reise um den Globus auch die zutiefst
irdische Herausforderungen gelöst werden können.
Ihre
Generalsekretärin Oesterreichs Energie
05
06
COVERSTORY
COVERSTORY
Eine
Frage der
Gerechtigkeit
FOTOS Fotolia/Simon Kraus
Mit dem zunehmenden Ausbau der
Stromproduktion aus Fotovoltaik wird eine faire und
verursachergerechte Verrechnung der Netzkosten
an die Stromkunden nach dem bisherigen
System zu einem heißen Thema. Oesterreichs
Energie diskutierte die Problematik der sozialen
Auswirkungen der Energiewende mit hochrangigen
Gästen am 11. März im Rahmen eines Trendforums.
Von Ernst Brandstetter
07
08
COVERSTORY
D
ie europäische – und in weiterer Folge auch die österreichische –Energiestrategie sieht unter anderm den forcierten Ausbau der dezentralen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien
vor. Franz Strempfl, neuer Sprecher der Netze von Oesterreichs
Energie, formuliert dazu: „Wind- und Fotovoltaikanlagen, aber
auch Kleinwasserkraftwerke, Biogas- und Biomasseanlagen
werden in großer Zahl an das Verteilernetz angeschlossen und
sollen zunehmend zur Stromaufbringung beitragen. Um dies zu
ermöglichen, müssen sowohl das Übertragungsnetz als auch die
Verteilernetze ausgebaut werden, da die hohe Volatilität der
eingespeisten Leistungen zwangsweise eine deutliche Zunahme
der lokalen und überregionalen Lastflüsse nach sich zieht.“
Zwei Effekte des wachsenden Anteils von Haushalten, die Strom
selbst produzieren, kommen hier zusammen, erklärte Barbara
Schmidt, Generalsekretärin von Oesterreichs Energie: Wer Strom
selbst produziert, zahlt auf Grund der überwiegend von der
verbrauchten Menge abhängigen Tarife weniger für die Nutzung
des Stromnetzes. Diese entfallenden Erlösanteile müssen dann
von jenen Haushalten mitbezahlt werden, die selbst keine
Solaranlagen am Dach haben, entweder, weil sie es sich nicht
leisten können oder weil sie auf Grund der örtlichen Situation
keine Möglichkeit haben, derartige Anlagen zu errichten.
Einnahmen aus dem Netznutzungsentgelt, das als Zuschlag pro
kWh, die man bezieht, eingehoben wird. Nur etwa ein Fünftel
der Netzgebühren entfällt auf pauschalierte oder leistungsbezogene Entgelte.
Auf Netzebene 5 stammen 56 Prozent der Entgelte aus dem
Arbeitspreis, auf Netzebene 6 sind es bereits 64 Prozent. Auf
Netzebene 7, wo die Haushalte angeschlossen sind, stammen
89 Prozent der Netzentgelte aus dem Arbeitspreis. Umgelegt
auf einen durchschnittlichen Haushalt mit einem Jahresverbrauch von 3500 kWh beträgt das Netznutzungsentgelt 26,85
Prozent seiner gesamten Stromkosten (Energie, Netz, Steuern
und Abgaben).
Betrachtet man nun ein Einfamilienhaus mit einem Jahresverbrauch von 4500 kWh Strom, dann zahlt dieser Haushalt in
einem typischen Netzbereich 895 Euro für Strom. Davon entfallen 308 Euro auf die Energie, 237 Euro auf die Netzkosten,
217 Euro kassiert der Staat an Abgaben und Gebühren, 33 Euro
gehen an die Gemeinde (Verbrauchsabgabe) und 1010 Euro
fallen für die Ökostromförderung an.
Mehr Fotovoltaik, weniger Netzgebühr
Gefährdeter Konsens über Energiezukunft
„Oesterreichs Energie“ so Schmidt, „sieht hier die Gefahr steigender Ungerechtigkeit, die den Konsens über die erneuerbare
Energiezukunft gefährden könnte.“
Tatsächlich bleibt die Netzinanspruchnahme durch die Inbetriebnahme einer Eigenerzeugungsanlage weitgehend erhalten,
oft nimmt sie sogar zu, da zu verbrauchsarmen Zeiten die volle
Leistung in das Netz eingespeist wird. Netzverstärkungen
werden auch dann unumgänglich, wenn lokal verbreitete Fotovoltaikanlagen gleichzeitig mehr in das Netz einspeisen, als vor
Ort verbraucht wird.
Muss in der Folge ein Netz verstärkt werden, treten zwei Folgeerscheinungen auf: Jene Anlagenbetreiber, die später kommen,
müssen mehr zahlen als jene, die ihre Anlagen installieren
konnten, ohne dass das Netz verstärkt werden musste, und
zudem müssen die insgesamt steigenden Netzkosten von der
Allgemeinheit getragen werden. Erste Verschiebungen bei der
Netzfinanzierung sind bereits sichtbar, vorerst sind die Auswirkungen noch nicht sehr groß. In wenigen Jahren könnten sie
aber spürbare Ausmaße annehmen, das ergaben Berechnungen
der Austrian Energy Agency auf Basis von Daten, die die österreichischen Netzbetreiber erhoben haben. Ein typischer Verteilnetzbetreiber bezieht (Netzebenen 3 bis 7) fast 80 Prozent seiner
Installiert man in diesem Haus nun eine Fotovoltaikanlage mit
4 KWpeak, dann verändert sich die Stromrechnung deutlich: Der
Haushalt speist dann rund 2800 kWh pro Jahr Strom ins Netz
ein und bezieht 3300 kWh Strom aus dem Netz. Dass mehr als
die Hälfte des selbst erzeugten Stroms eingespeist wird, liegt
vor allem daran, dass der größte Stromverbrauch des Haushalts
nicht zu jenen Zeiten stattfindet, wo die Fotovoltaikanlage die
größte Leistung bietet. In der Stromrechnung ergibt sich daraus,
dass der Haushalt mit Fotovoltaikanlagen um 51 Euro weniger
an Netzgebühren zahlt als bisher und sich zudem 76 Euro an
Ökostromförderung und Abgaben erspart. Das hat keinen Einfluss auf die Finanzierung der Netzbetreiber. Jedoch müssen
deren regulierte Kosten in zunehmendem Ausmaß von den
anderen Stromkunden gezahlt werden.
›Bis 2020 werden rund acht Mrd. Euro
an Investitionen erforderlich sein.‹
Das bedeutet, dass die Haushalte ohne Fotovoltaik steigende
Anteile der Netzkosten und auch der Ökostromförderung
schultern müssen. Strempfl: „Die heutige Tarifstruktur erfüllt
nur noch eingeschränkt die Grundsätze der Kostenorientierung und der weitestgehenden Verursachergerechtigkeit. Auf
COVERSTORY
09
Hoher Regelungsbedarf bei Netztarifen
Grund der nunmehr geänderten Rahmenbedingungen und der
absehbaren weiteren Entwicklung ist hier Handlungsbedarf
gegeben.“ Auch der Staat werde wahrscheinlich über kurz
oder lang Wege suchen, die Steuerausfälle auszugleichen. Um
wie viel Geld es geht, hängt vor allem von der Entwicklung
der Fotovoltaik in Österreich ab – und auch davon, wie viel
Geld in die Netze investiert werden muss, um die zunehmende
Einspeisung zu ermöglichen. Strempfl: „Es geht hier nicht um
die zugestandenen Kosten der Netzbetreiber, welche den
strengen Anforderungen der Regulierungssystematik zu
genügen haben. Es geht vielmehr um soziale Effekte, um
verursachungsgerechte Kostentragung sowie um die Gleichbehandlung aller Kunden.“
Der Ausbau der Fotovoltaik bedeute nämlich nicht, dass die
Netze weniger als bisher belastet würden, sondern dass
zusätzliche Kapazitäten benötigt werden und neue Kosten
entstehen. Auch wenn die Effekte bisher gering seien, ergebe
sich wegen der erwarteten verstärkten Umschichtung mittelfristig die Notwendigkeit, vorzubauen. Ein Ausbau der Fotovoltaik auf 125.000 Anlagen im Netzbereich von Wien würde zu
Kostenverschiebungen von bis zu zehn Prozent führen, bei
375.000 Anlagen wären es bereits über 20 Prozent. Das betrifft
nicht nur ländliche Regionen, sondern auch in städtischen
Bereichen gibt es wachsende Fotovoltaik-Anteile.
›Wer selbst Strom produziert,
zahlt weniger für die Nutzung
des Netzes.‹
Allein die Erfüllung der Ziele der Energiestrategie von 2010
liegt über dieser Schwelle. Demnach sollen bis 2020 etwa 1200
MW Fotovoltaik angeschlossen werden. Unter der Annahme,
dass 90 Prozent dieser Anlagen Kleinanlagen sind, bedeutet
das den Anschluss von 200.000 Fotovoltaik-Anlagen ins Verteilernetz. Folgt man dagegen der Prognose von „Photovoltaik
Austria“, kommt man schon auf 250.000 Anlagen. Allein die
Umsetzung der Fotovoltaik-Leistung auf Basis der Energiestrategie löst somit die Verstärkung von 3000 km Niederspannungsnetzen, den Zubau von 300 MVA Trafoleistung und einen
Finanzierungsbedarf von bis zu 300 Mio. Euro aus. In Deutschland waren Ende 2014 insgesamt 38,5 GW Leistung an Fotovoltaik installiert. Das entspricht fast dem Doppelten der gesamten installierten Kraftwerksleistung in Österreich. Damit
deckte die Fotovoltaik laut Zahlen des Bundesverbandes der
Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) mit einer Stromerzeugung von 35,2 TWh rund 6,9 Prozent des Strombedarfs. Alle
erneuerbaren Energien kamen zusammen auf rund 31 Prozent.
Ein Beispiel: Im Sommer des Jahres 2013 war es einmal besonders sonnig und schön, sodass die Solareinspeisung in
Deutschland kurzfristig 56 Prozent der Netzlast ausmachte.
Derartige Fotovoltaik-Anteile werden zwar nicht sofort, aber in
naher Zukunft auch in Österreich zu erwarten sein, woraus
sich ein neuer Regelungsbedarf bei den Netztarifen ergibt.
Auch das geltende Elektrizitätswirtschafts- und-organisationsgesetz (ElWOG) fordert eigentlich eine Neuregelung der Gebührenbelastung: Der § 51 sieht vor, dass das Systemnutzungsentgelt dem Grundsatz der Gleichbehandlung aller
Systembenutzer, der Kostenorientierung und der weitestgehenden Verursachergerechtigkeit entsprechen muss. Besitzer
von Fotovoltaikanlagen entlasten das Netz nämlich keineswegs, obwohl sie weniger Strom von dort beziehen.
Bei Dunkelheit und in der kalten Jahreszeit benötigen sie
weiterhin die gleichen Netzdienstleistungen wie bisher. Wenn
dagegen Strom eingespeist wird, kann es wegen der Gleichzeitigkeit der Einspeisung aller Solaranlagen in einer Region dazu
kommen, dass ein Netz, das bisher ausgereicht hat, überlastet
wird und ausgebaut werden muss.
Investitionsbedarf in den Verteilernetzen entsteht parallel
dazu auch aus mehreren anderen Gründen: So wird die laufende Einführung der Smart Meter insgesamt rund zwei Mrd.
Euro kosten. Dazu kommen Netzverstärkungen für die Einbindung der Windkraft und ein steigender Ersatzbedarf durch
eine Überalterung des Netzes, sodass bis 2020 Investitionen
von rund acht Mrd. Euro erforderlich werden.
Der erforderliche Umbau des Energiesystems hin zur sauberen Stromerzeugung sowie die aktive Einbindung der Kunden
hinsichtlich ihres Erzeugungs- und Verbrauchsverhaltens
(zum Beispiel: E-Mobilität) verlangen zudem den Einsatz
neuer intelligenter Systeme. Die smarten Systeme, die sich
derzeit noch im Forschungs- und Teststadium befinden,
werden verteilt über ein Jahrzehnt ebenfalls Investitionen in
mehrfacher Milliardenhöhe notwendig machen. Die Netze
bleiben damit über mindestens zehn weitere Jahre ein Hot
Spot der Investitionstätigkeit.
Der Zeithorizont für eine neue Tarifstruktur ist jedenfalls
mittelfristig zu sehen. Strempfl: „Wir sehen die Notwendigkeit
einer neuen Struktur spätestens mit der vierten Regulierungsperiode ab 2019, wobei auf eine kundenverträgliche
Übergangsphase zu achten sein wird.“ Insbesondere werde es
notwendig sein, die Leistungskomponente der Netzfinanzierung zu stärken und im Gegenzug die Arbeitskomponente
abzusenken.
10
COVERSTORY
Die Abkehr vom Verursa
erfolgt schrittweise
Die überwiegende Netzfinanzierung über Zuschläge zum Arbeitspreis führt zusammen mit der Dynamik des
Ausbaus erneuerbarer Energien zu Ungerechtigkeiten und könnte die Akzeptanz der Energiewende gefährden.
Haushalte sind auf Netzebene 7 angeschlossen. Dort erfolgt die
Abrechnung zu 89 Prozent über Zuschläge pro verbrauchter kWh.
Von den Stromkosten eines durchschnittlichen Haushalts
entfallen 237 Euro auf die Netzkosten und 1010 Euro auf die
Ökostromfinanzierung.
Die Entwicklung der Fotovoltaik in Österreich hat bisher stets
alle Prognosen übertroffen. Bis 2020 ist ein weiteres starkes
Wachstum zu erwarten.
Ein Einfamilienhaus mit einer Fotovoltaikanlage nützt nicht
den gesamten selbst erzeugten Strom, sondern speist 2800 kWh
im Jahresschnitt ein und bezieht 3300 kWh vom Netz.
COVERSTORY
11
cherprinzip
Auswirkungen einer Fotovoltaikanlage: Anlagenbesitzer
ersparen sich im Schnitt insgesamt 388 Euro pro Jahr. Davon
entfallen 182 Euro auf die Energiekosten und 139 Euro auf
Netzgebühren sowie Steuern und Abgaben.
Fotovoltaik-Szenarien für Wien: Der große Aufschwung steht in
den kommenden Jahren bevor.
Erste Auswirkungen der Veränderung der Zahlungsströme
und des Sozialisierungsbedarfs zeigen sich bereits bei relativ
niedrigen Fotovoltaikanteilen.
Je mehr Fotovoltaikanlagen errichtet werden, desto größer wird
jener Anteil der Netzkosten, der „umverteilt“ wird.
Bei 1,5 TWh Sonnenstrom in Wien sind bereits knapp 49 Mio.
Euro an Verschiebungen im Finanzierungsbereich absehbar.
COVERSTORY
Foto: Christian Fischer
12
Interview
»Gemeinsam für
die E-Wirtschaft«
Die neuen Spartensprecher von Oesterreichs Energie für Handel und
Vertrieb sowie für Netze, Thomas Irschik und Franz Strempfl, skizzieren
die derzeitigen Herausforderungen und Perspektiven der E-Wirtschaft.
Von Klaus Fischer
COVERSTORY
Oesterreichs Energie: Seit der Reform der Interessenvertretung
der Elektrizitätswirtschaft vor rund zehn Jahren ist diese in
Sparten gegliedert. Hat sich dies aus Ihrer Sicht bewährt?
Thomas Irschik: Ja. Die Struktur von Oesterreichs Energie
reflektiert die Organisationsstruktur der Mitgliedsunternehmen und ermöglicht, sehr spezifische Fragen zu diskutieren, egal, ob es um die Erzeugung, das Netz oder Handel
und Vertrieb geht. Sie erlaubt auch, konzentriert Meinungsbildung zu betreiben und Maßnahmen zu beschließen. Auch
zeigt sich, dass manche Themen spartenübergreifend bearbeitet werden müssen, etwa der Lieferantenwechsel.
Franz Strempfl: Aufgrund der gesetzlichen Verpflichtung
zur Entflechtung der vertikal integrierten Energieunternehmen mit Erzeugungs- und Vertriebsbereichen auf der
einen Seite und Netzen auf der anderen Seite im Jahr 2005
ergab sich die dringende Notwendigkeit, die Netzbetreiber
innerhalb der Konzerne organisatorisch neu aufzustellen.
Es war logisch, diese Struktur auch im Verband abzubilden.
Diese hat sich im Lauf der vergangenen Jahre auch eindrucksvoll bewährt.
›Konzertiert aufzutreten
verspricht immer am meisten Erfolg.‹
Oesterreichs Energie: Naturgemäß spielen Spartensprecher in
einer Spartenorganisation eine wichtige Rolle. Was sehen Sie
als Ihre wichtigsten Aufgaben?
Thomas Irschik: Primär geht es darum, gemeinsame Standpunkte zu entwickeln und dazu beizutragen, dass die
E-Wirtschaft mit einer Stimme spricht. Nur in Summe ist
die Branche stark genug, um sich nach außen überzeugend
darzustellen und gute Lösungen sowohl für die Unternehmen als auch für unsere Kunden zu finden und damit
eine Win-win-win-Situation für alle zu erreichen. Eine
unserer Hauptaufgaben als Interessenvertretung ist überdies, zu vermitteln: Die Unternehmen haben eine zentrale
Rolle für die leistbare, sichere und ökologische Schaffung
und Organisation von kritischer Infrastruktur für alle
Menschen in Österreich. Dabei nehmen wir aber selbstverständlich unsere große gesellschaftspolitische Rolle und
unsere Verantwortung gegenüber unseren Kunden wahr.
Franz Strempfl: Es gibt in Österreich, neben der Rolle des
Übertragungsnetzbetreibers, mehr als 140 Verteilernetzbetreiber, die über rd. 5,5 Mio. Zählpunkte Kunden den Zugang
zum Stromnetz ermöglichen. Berücksichtigt man diesen
Umstand, ist es insbesondere im regulierten Geschäft
besonders wichtig, mit einer gemeinsamen, abgestimmten
Position aufzutreten. Nur so besteht die Möglichkeit, unsere
Interessen bestmöglich durchzusetzen. Wichtig ist auch, die
13
Sparte Netze mit ihren Anliegen innerhalb der Branche zu
positionieren. Es war ja zu Beginn der Liberalisierung
notwendig, die Rolle der Verteilernetzbetreiber mit all ihren
Aufgaben, Rechten und Pflichten nicht nur gegenüber den
anderen Marktteilnehmern, sondern auch in Richtung der
Behörden zu definieren. Insbesondere vor dem Hintergrund
der gravierenden Umbrüche in der Energie- bzw. Stromwelt
nehmen die Netzbetreiber eine immer wichtigere Rolle ein.
Oesterreichs Energie: Welche Rolle spielen die Lenkungsausschüsse für Ihre Tätigkeit?
Franz Strempfl: Sie bieten die Gelegenheit, die Mitglieder
von Oesterreichs Energie an einen Tisch zu bekommen. Die
Lenkungsausschüsse sind ja die obersten Gremien innerhalb
der Sparten. Hier werden die Positionen abgestimmt, welche
einerseits in die Gesamtpositionierung des Verbandes
eingebracht werden und andererseits unsere Interessen
gegenüber anderen Stakeholdern, nicht zuletzt auch gegenüber der Regulierungsbehörde definieren.
Thomas Irschik: Der Lenkungsausschuss ist ein wichtiger
Bestandteil in der Struktur. Es ist ganz wichtig, dass alle,
von den Mitgliedsunternehmen über die Spartensprecher
und Bereichsleiter bis zum Generalsekretariat und zum
Präsidium, mit einer Stimme sprechen und damit die unterschiedlichen Ebenen bei unseren externen Ansprechpartnern erreichen. Konzertiert aufzutreten, verspricht immer
am meisten Erfolg.
Oesterreichs Energie: Was sind die wichtigsten Anliegen Ihrer
jeweiligen Sparte in nächster Zeit?
Franz Strempfl: Da das Netzgeschäft kapitalintensiv ist und
wir Investitionen in langfristig gebundene Wirtschaftsgüter
tätigen, brauchen wir vor allem Planungssicherheit. Es ist
von eminenter Bedeutung, dass Investitionsanreize erhalten
bleiben und sogar ausgebaut werden, damit auch weiterhin
in die Netze investiert wird um die hohe Versorgungssicherheit in Österreich auch weiterhin gewährleisten zu können.
Weiters kommt der Roll-out der Smart Meter nun in die
heiße Phase. Viele Unternehmen treffen jetzt die entsprechenden Investitionsentscheidungen. Die zeitlichen Vorgaben der Behörde sind durchaus ambitioniert. Zu diskutieren ist auch eine Anpassung der Netztarifstruktur.
Alle Energiestrategien sehen unter anderem den forcierten
Ausbau der dezentralen Stromerzeugung aus erneuerbarer
Energie vor. Dezentrale Einspeiser werden in großer Zahl an
das Verteilernetz angeschlossen und sollen zunehmend zur
Stromaufbringung beitragen. Um dies zu ermöglichen,
müssen sowohl das Übertragungsnetz als auch die Verteilernetze ausgebaut werden, da die hohe Volatilität der eingespeisten Leistungen zwangsweise eine deutliche Zunahme
der lokalen und überregionalen Lastflüsse nach sich zieht.
Diesen geänderten Netzbelastungen wird die derzeitige
Foto: Christian Fischer
14
COVERSTORY
Zur
Person
Dipl.-Ing. Dr. Franz Strempfl war ab 2008 Geschäftsführer der
Stromnetz Steiermark, seit 2013 Geschäftsführer der Gasnetz
Steiermark. 2014 wurde er zum Geschäftsführer der Energienetze Steiermark GmbH berufen.
Tarifstruktur nicht mehr gerecht. Die sich ändernden Rahmenbedingungen erfordern auch eine Stärkung der Rolle
der Verteilernetzbetreiber im Marktmodell. Als Market
Facilitator spielen sie eine Schlüsselrolle in der Umgestaltung der Elektrizitätswirtschaft.
Oesterreichs Energie: Schon seit Längerem wird die Einführung leistungsabhängiger Tarife diskutiert. Welche Position
vertreten Sie dazu?
Franz Strempfl: Grundsätzlich muss die Inanspruchnahme
des Netzes durch den Kunden der Maßstab für die Höhe
des zu leistenden Netzentgelts sein. Die heutige Tarifstruktur erfüllt nur noch eingeschränkt die Grundsätze der
Kostenorientierung und der weitest gehenden Verursachergerechtigkeit. Auf Grund der nunmehr geänderten Rahmenbedingungen und der absehbaren weiteren Entwicklung ist
hier Handlungsbedarf gegeben. Ein Schritt dazu ist daher,
von den stark arbeitsabhängigen Tarifen stärker in Richtung der in Anspruch genommenen Leistung zu gehen.
Diese bildet ja die Grundlage zur Dimensionierung des
Netzes durch den Netzbetreiber.
Leistungsabhängige Tarife entsprechen daher deutlich
besser dem Grundsatz der Verursachungsgerechtigkeit. Es
finden bereits diesbezügliche Diskussionen innerhalb der
Branche statt, aber auch aber auch durch die Regulierungsbehörde werden solche Überlegungen angestellt. Unser
Wunsch ist, in gemeinsame Gespräch einzutreten um eine
optimale Lösung zu finden. Denn anders als bei Kostendiskussionen liegt hier eine gemeinsame Interessenlage vor.
Oesterreichs Energie: Sie erwähnten das Thema Smart Metering. Wie sieht es mit dem Zeitplan aus?
Franz Strempfl: Tatsache ist: Der ursprünglich verordnete
Zeitplan kann nicht eingehalten werden. Viele Unternehmen
sind derzeit dabei, ihre Investitionsentscheidungen zu
treffen. Mit dem massiven Roll-out ist daher frühestens
2016 zu rechnen, sieht man von jenen Unternehmen etwa in
Oberösterreich ab, die schon früher den Roll-out gestartet
haben. Wir begrüßen daher die Streichung des ursprünglich
festgelegten Zwischenziels, dass mit Ende 2015 zehn
Prozent der Zählpunkte mit smarten Zählern auszustatten
sind.
Klar ist aber auch: Die Netzbetreiber werden die Einführung von Smart Metering umsetzen. Wichtig ist jedoch
auch, kostengünstige Systeme zu implementieren, die den
notwendigen Anforderungen entsprechen. Wir sollten daher
nicht gezwungen sein, mit überbordendem Aufwand Zeitpläne einzuhalten, die weit über die ursprünglichen Vorgaben der EU-Richtlinie hinausgehen. Dieser zufolge sind
80 Prozent der Kunden bis 2020 mit Smart Metern auszustatten. Dieses Ziel können wir aus heutiger Sicht auch in
Österreich erreichen.
Festzuhalten ist auch, dass Verzögerungen im Roll-out
nicht mutwillig entstanden sind. Es waren wichtige Fragen
zu klären, etwa hinsichtlich des Maß- und Eichgesetzes und
des Datenschutzes. Noch immer nicht zufriedenstellend
›Eine Restrukturierung der Netztarife
muss diskutiert werden.‹
gelöst ist die Frage der Opt-out-Möglichkeit. Derzeit haben
unsere Kunden den Eindruck, wir wollen sie zu etwas
zwingen, das sie nicht wollen und aus dem sie nur mit
größter Not und nur in beschränkter Anzahl austeigen
können. Hier müssen kundenfreundliche Lösungen zur
Erhöhung der Akzeptanz gefunden werden.
Oesterreichs Energie: Das Thema Smart Metering ist auch für
den Vertrieb von Bedeutung. Es hieß immer, die Smart Meter
würden erlauben, die Energieeffizienz zu erhöhen.
Thomas Irschik: Offenbar will der Regulator Smart Metering für den tagesaktuellen Versorgerwechsel einsetzen.
Hinsichtlich Energieeffizienz geht es darum, Kleinkunden
ihren Verbrauch bewusst zu machen und ihnen Verhaltensänderungen zu erleichtern. Jede nicht verbrauchte Kilowattstunde ist die günstigste, nicht zuletzt, weil Investitionen in
neue Erzeugungskapazitäten und Netze verschoben oder
sogar vermieden werden können.
Wichtig ist aber auch, die wirkliche Größenordnung möglicher Einspareffekte beim Strom im Auge zu behalten. Ein
Wiener Haushalt gibt jährlich nur knapp 500 Euro für Strom
aus, und der Anteil an den gesamten jährlichen
COVERSTORY
15
›Smart Metering macht neue
Preisbildungssysteme im
Endkundenbereich möglich.‹
Franz Strempfl: Oft wird die Frage gestellt, ob die Investitionen für ein intelligentes Messsystem, die auf rund zwei
Mrd. Euro geschätzt werden, wirklich nötig sind. Die in
der Energiestrategie definierten Ziele zur Senkung der
Treibhausgase, zur Erhöhung der Stromerzeugung aus
erneuerbarer Energie sowie das Ziel zur Erhöhung der
Energieeffizienz erfordern den schon seit einiger Zeit
stattfindenden Umbau des Energiesystems über die ganze
Wertschöpfungskette. Immer mehr dezentrale Erzeuger
speisen Strom auf der Mittel- und Niederspannungsebene
ins Netz ein. Damit sehen wir bei den Netzen, bei den
Kraftwerken und in weiterer Folge auch im Vertrieb
komplett neue Aufgabenstellungen vor uns. Folglich ist es
notwendig, auch die Verbrauchs- und Leistungserfassung
zu adaptieren. Unter anderem wird damit auch die individuelle Inanspruchnahme des Netzes zählpunktebezogen
festgestellt.
Oesterreichs Energie: Zurzeit ist das Energieeffizienzgesetz in
Umsetzung. Was sind die wichtigsten diesbezüglichen Herausforderungen?
Thomas Irschik: Das Thema, nämlich den Einsatz von
Energie effizienter zu gestalten, beschäftigt uns als Branche
schon lange. Über Jahrzehnte haben wir dazu gar kein
Gesetz benötigt. Auf unsere Erfahrungen bauen wir aber in
der Umsetzung der Vorgaben selbstverständlich auf. Wir
werden unsere Energieeffizienzangebote weiterentwickeln
und durch innovative Zukunftslösungen bereichern.
Die Energielieferanten haben die Hauptverantwortung bei
der Umsetzung des Gesetzes zu tragen. Gleichzeitig haben
wir die größte Expertise in diesem Bereich. Was das Gesetz
betrifft, kennen wir die möglichen Ausgleichszahlungen
und unsere Verpflichtung. Doch ohne die Richtlinienverordnung, die Monitoringstelle und das Methodendokument
fehlen uns derzeit die Instrumente, um unsere Pflichten gut
erfüllen zu können.
Großkunden fragen sich, wie sie ihre Energieeffizienz-
Zur
Person
Mag. Thomas Irschik war seit 1. Februar 2013 in Personalunion Geschäftsführer der Wien Energie GmbH und Fernwärme Wien GmbH. Seit 1. Februar 2015 ist er Vorsitzender
der Geschäftsführung der Wien Energie GmbH.
maßnahmen vermarkten können. Manche glauben, sie
könnten ihrem Versorger ein Konzept in die Hand drücken,
das dieser umsetzt und dann noch etwas für die Maßnahmen bezahlt. So funktioniert das sicher nicht. Andererseits gibt es fast schon abstruse Situationen, etwa, dass
LED-Hersteller Timeslots an Energieunternehmen vergeben,
weil ihre Produktion komplett überbucht ist. Das heißt, wir
brauchen hier möglichst rasch Klarheit, um unsere jahrzehntelangen Bestrebungen in diesem Bereich weiter ausbauen
zu können.
Oesterreichs Energie: Wie gehen Sie mit der Lieferantenverpflichtung um?
Thomas Irschik: Derzeit wissen wir, dass wir am Ende des
Jahres nachweisen müssen, dass wir durch geeignete Maßnahmen bei uns und bei unseren Kunden 0,6 Prozent des
Energieabsatzes eingespart haben. Bisherige und zukünftige
Energieeffizienzmaßnahmen sowie am Thema ausgerichtete,
spezifische Kundenaktionen helfen, dieses Ziel auch durch
vermehrte Bewusstseinsbildung zu erreichen. Nach dem
Motto: Jede nicht verbrauchte Kilowattstunde ist einfach die
günstigste und umweltfreundlichste. Es gibt ausreichend
Maßnahmen auf dem Markt, diese Verpflichtung zu erfüllen.
Das bedarf aber gewisser Voraussetzungen.
Zu klären ist die Frage: Wie eng werden das erweiterte
Methodendokument und die Richtlinienverordnung ausgestaltet? Dürfen Lieferanten Maßnahmen fördern und sich
anrechnen lassen, für die es auch Geld aus der Wohnbau
bzw. der Umweltförderung gibt? Weiters gibt es ContractingModelle, bei denen der Versorger Anlagen bei einem Kundenerrichtet, die sich aber im Eigentum des Energieunternehmens befinden. Setzt der Versorger Energieeffizienz-
Foto: Christian Fischer
Haushaltsausgaben beträgt gerade einmal 1,8 Prozent. Das
heißt, das Einsparvolumen wird sich in Grenzen halten.
Trotzdem wird sich dadurch die Produktlandschaft im
Vertrieb ändern. Smart Metering macht neue Tarif- und
Preisbildungssysteme im Endkundenbereich möglich, etwa
Time-of-use-Verträge. Allerdings sollten wir dabei aus den
Erfahrungen anderer Länder lernen und nicht alles nachmachen, das sich anderswo als weniger positiv erwies.
16
COVERSTORY
maßnahmen, werden ihm diese nicht angerechnet, weil sie,
eigentumsrechtlich betrachtet, bei ihm selbst erfolgen und
nicht bei seinem Kunden. Da gibt es noch einiges zu klären
und in die richtigen Bahnen zu lenken.
Es bleibt abzuwarten, was die Richtlinienverordnung vorschreibt, wie die Maßnahmen zu dokumentieren und in
welchem Ausmaß sie anrechenbar sind. Die Herausforderung
ist nicht zu unterschätzen. Die Gesamtverpflichtung der
E-Wirtschaft beläuft sich auf einen niedrigen dreistelligen
Millionenbetrag. Da geht es um richtig viel Geld.
Oesterreichs Energie: Welche Geschäftsmodelle sehen Sie im
Bereich Energieeffizienz?
Thomas Irschik: Die Produktvielfalt bei den Energielieferanten wird sich vor allem für Haushalte und Kleingewerbe signifikant ändern, und auch darüber hinaus. Über
kurz oder lang wird die Energielieferung nur noch
Bestandteil einer Gesamtleistung an den Kunden sein. Das
Spektrum ist ein wirklich großes. Das gehört zuerst
einmal nach Effizienz- und Wirtschaftlichkeitskriterien
gebündelt, gepackt, in adäquate Produkte umgemünzt und
auf den Markt gebracht. In den Forschungs- und Entwicklungs- sowie Produktdesign-Abteilungen der Energieunternehmen rauchen im Moment die Köpfe.
Oesterreichs Energie: Welche Wünsche haben Sie an die Monitoringstelle?
Thomas Irschik: Ich hoffe, dass sie einen sehr pragmatischen Zugang hat, die Maßnahmen leicht zu dokumentieren
sind, dass also der Verwaltungsaufwand relativ gering ist,
und dass man sehr schnell eine Antwort bekommt, ob eine
Maßnahme anrechenbar ist, und in welchem Ausmaß.
Oesterreichs Energie: Nicht nur die Branche wandelt sich,
sondern auch der Kunde, der immer öfter zum Prosumer wird.
Wie gehen die Netzbetreiber damit um?
Franz Strempfl: Es ist nicht nur Pflicht, sondern auch
Anspruch der Netzbetreiber, möglichst allen Kunden den
Netzzugang zu ermöglichen, sei es für den Verbrauch oder
für die Einspeisung von elektrischer Energie. Intensiver
Kundenkontakt von der Anschlussplanung über die Errichtung bis hin zu Netzzugang und Betrieb sind dabei Voraussetzung für die sichere und verlässliche Stromversorgung.
Es ist jedoch auch notwendig, die Netze weiter auszubauen.
Bis 2020 müssen etwa acht Mrd. Euro investiert werden,
nicht nur, um den genannten Anforderungen zu entsprechen,
sondern auch, weil die Altersstruktur und der Zustand der
Netze entsprechende Erneuerungsmaßnahmen erfordern.
Dabei ist es notwendig, auch neue Technologien einzusetzen.
Festzuhalten ist: Schon heute wird das Übertragungsnetz
und auch die 110-kV-Ebene hoch automatisiert betrieben.
Ähnliche Systeme brauchen wir zukünftig auch in jenen
Verteilernetzbereichen, die von der Energiewende besonders betroffen sind. Wichtig ist, dass die dabei entstehenden Kosten durch Anwendung einer angepassten Tarifstruktur verursachergerecht, entsprechend der
Inanspruchnahme an die Kunden verrechnet wird.
Oesterreichs Energie: Was heißt das für das Regulierungssystem?
Franz Strempfl: Wir sind uns mit dem Regulator einig, dass
die gestellten Aufgaben aus der Energiestrategie hohe
Investitionen erfordern. Dazu brauchen wir Planungssicherheit und Investitionsanreize. Üblicherweise werden unsere
Investitionen über einen Zeitraum von 20 bis 30 Jahre
abgeschrieben. Investoren erwarten für so einen langen
Zeitraum Planungssicherheit, Stabilität und Investitionsanreize in der Regulierungssystematik. Im Großen und Ganzen
war das in der Vergangenheit so gegeben. Wir müssen aber
sicherstellen, dass es auch in Zukunft so bleibt.
Oesterreichs Energie: Was sind Ihre wichtigsten Kritikpunkte
am derzeitigen Regulierungssystem?
Franz Strempfl: Anders als in den vorigen Regulierungsperioden war es hinsichtlich Bestimmungen für die laufende
Periode nicht möglich, sämtliche Fragen einvernehmlich zu
klären. Das wäre allerdings angesichts der anstehenden
Aufgaben nicht nur für die Branche wichtig. Seit der Vollliberalisierung des Strommarkts im Jahr 2001 wurden die
Netztarife um rund 50 Prozent gesenkt, in manchen Bereichen sogar um über 50 Prozent. Wir konnten diese hohen
Kostenreduktionen nur durch massive Programme zur
Effizienzsteigerungen erreichen, gleichzeitig mussten auch
die Personalstände angepasst werden. Seit 2001 wurden
diese nahezu halbiert.
Dennoch wollen wir nach wie vor die Versorgungssicherheit
garantieren, Störungen beheben, die Netze aufbauen und
instand halten. Aus diesem Grund können die in der Vergangenheit verfolgten Kostensenkungen nicht weiter fortgesetzt
werden. Wir haben im internationalen Vergleich wahrscheinlich nicht die niedrigsten Netztarife, aber wir bieten dafür
eine sehr hohe Versorgungssicherheit. Das ist ein Asset, das
von unseren Kunden nicht nur begrüßt, sondern auch eingefordert wird. Für den Wirtschaftsstandort ist es wichtig,
dieses Niveau aufrechtzuerhalten. Hierzu muss der Druck
auf unsere Betriebskosten vor dem Hintergrund der bereits
erreichten Effizienzsteigerungen genommen werden.
Ein weiterer Kritikpunkt am Regulierungsregime ist: Es
bestehen nur unzureichende Möglichkeiten, zusätzliche
Kosten für notwendige Innovationen unterzubringen. Das
wird sicher bei den Verhandlungen über die nächste Regulierungsperiode zu thematisieren sein. In anderen europäischen Ländern finden entsprechende Kostenpositionen
bereits seit geraumer Zeit Berücksichtigung.
COVERSTORY
Oesterreichs Energie: Wer in Deutschland ein thermisches
Kraftwerk stilllegen will, braucht eine Genehmigung der Bundesnetzagentur. Diese wird nur erteilt, wenn die Versorgungssicherheit nicht gefährdet wird. Wünschen Sie eine solche Regelung auch für Österreich?
Franz Strempfl: Prinzipiell ist es bei solchen Maßnahmen
sinnvoll, Rücksprache mit dem Übertragungsnetzbetreiber
zu halten. Er ist verantwortlich für die Frequenzstabilität
und die überregionale Versorgungssicherheit. Er kann auf
Basis der Datenlage, der geplanten Einspeisungen, der
Lastentwicklung, realisieren, inwieweit es möglich ist, mit
den zur Verfügung stehenden Kraftwerkseinheiten einen
stabilen Betrieb aufrechtzuerhalten.
›Wir müssen mehr Intelligenz
ins Netz einbringen.‹
Oesterreichs Energie: Kommen wir zum Handel: Welche Herausforderungen bringen die neuen Transparenzbestimmungen
mit sich?
Thomas Irschik: Die Funktionalität des Handels und der
Abwicklung sowie der Beschaffung hat sich signifikant
geändert. Wir haben börsenähnliche Zustände und managen
Beschaffungsportfolios für unterschiedliche Kunden sowie
Kundengruppen. Der Handel hat sich bis zu Viertelstundenprodukten entwickelt. Gleichzeitig wurden die Transparenzansprüche und das Berichtswesen aus dem Finanzmarkt auf
den Energiehandel und die Energiebeschaffung übertragen.
Die Dichte ist fast an der Grenze des Machbaren. Überdies
sind die Verpflichtungen auf europäischer und auf nationalstaatlicher Ebene nicht deckungsgleich. Immerhin ist es uns
hinsichtlich der österreichischen Energiegroßhandelsdatenverordnung gelungen, eine Abschwächung der Anforderungen zu erreichen.
Ein weiteres Thema sind die Preiszonen und der grenzüberschreitende Handel: Es gibt zunehmend Stunden bzw. Tage,
an denen die Übertragungskapazitäten zwischen Österreich
und Deutschland gesperrt sind. Die große Gefahr ist, dass
aufgrund von Engpässen in den mitteldeutschen Übertragungsnetzen die deutsch-österreichische Preiszone in zwei
nationalstaatliche Zonen getrennt wird. Würde das
erfolgen, würden die Preise in Österreich im Großhandel
sicher nach oben gehen, was ein zusätzlicher Wettbewerbsnachteil für den Wirtschaftsstandort Österreich wäre. Aus
diesem Grund ist eine Preisgrenze zwischen Nord- und
Süddeutschland abzulehnen.
Oesterreichs Energie: Letzten Endes würde die Auftrennung
der deutsch-österreichischen Preiszone auch der Intention der
17
Schaffung des Binnenmarktes widersprechen.
Thomas Irschik: Die gleichzeitigen Intentionen, eine Energieunion zu schaffen, und dann Grenzen, die offen waren,
zuzumachen, widersprechen einander diametral. Je größer
die Märkte sind, desto liquider und sicherer sind sie. Das
hätte signifikante Vorteile für die Energieunternehmen und
letztlich auch für unsere Kunden.
Oesterreichs Energie: Wie wird das Handels- und Vertriebsunternehmen bzw. der Verteilnetzbetreiber der Zukunft aussehen?
Franz Strempfl: Das Marktmodell ist derzeit heftig in
Diskussion, insbesondere auch auf europäischer Ebene.
Wir als Verteilernetzbetreiber sehen uns als „Market
Facilitator“. Wir stellen den Marktplatz zur Verfügung und
sorgen dafür, dass Vertriebe, Energiedienstleister,
Erzeuger ihren Aktivitäten nach Möglichkeit ungehindert
nachkommen können. Daher müssen wir natürlich eine
neutrale Position einnehmen. Die regulatorischen Vorgaben setzen uns automatisch in diese Position.
Wir sind prädestiniert, auch die Rolle der Datendrehscheibe, des sogenannten Datenhubs zu übernehmen. Das
Ausmaß der vom Markt benötigten Daten wird immens
zunehmen, Stichwort Smart Metering. Hierzu haben wir in
Österreich einen elektronischen Datenaustausch (EDA)
durch die Branche implementiert.
Wir wollen und müssen auch unsere Kunden bei der Optimierung des Systems integrieren. Mit der zunehmenden
dezentralen Einspeisung und den damit einhergehenden
höheren volatilen Lastflüssen kommen neue Anforderungen
auf uns zu. Spannungshaltung und Blindleistungsmanagement gewinnen massiv an Bedeutung, deshalb gewinnt die
Funktion als System-Operator massiv an Bedeutung. Dabei
ist auch die Möglichkeit zu nutzen, Kunden über die direkte
Vertragsbeziehung in das Netzbetriebsgeschehen einzubinden. Durch abgestimmte Anpassungen im Lastverhalten
können Investitionen vermieden oder zeitlich verschoben
und somit Kosten reduziert werden.
Thomas Irschik: Wir bieten unseren Kunden Lösungen, die
sie sich von uns wünschen und erwarten. Energie ist ja kein
Selbstzweck, sondern ein Mittel zum Zweck. Der Kunde will
Licht, Klima, Prozessenergie, Sicherheit, Mobilität, Vernetzung und Kommunikation und andere Dienstleistungen. Aus
dieser Kombination, die dann noch Wartung, Instandhaltung,
Servicierung sowie Ersatz betrifft, wird sich eine Vielzahl
von Produkten ergeben. Dabei kommt es auch zu Überschneidungen mit anderen Wertschöpfungsstufen, etwa mit Installateuren und Elektrikern, wo sich neue, auch partnerschaftliche Geschäftsmodelle ergeben. Im Rahmen dieser
Produktbündel, die bis zum vollautomatisierten Haushalt
gehen, wird die reine Energielieferung ein wichtiger
Bestandteil sein. Aber das Standardprodukt Kilowattstunde
alleine sehe ich in fünf bis zehn Jahren nicht mehr.
18
POLITIK
MONA macht Netze
zukunftsfähig
FOTO
MVV Energie-Pressebild
Ein deutsches Forschungsprojekt mit österreichischer
Beteiligung evaluiert bestehende und künftige Möglichkeiten der Netzgestaltung. Das Ziel: eine vorausschauende,
ganzheitliche und möglichst wirtschaftliche Netzplanung.
Von Harald Hornacek
POLITIK
19
D
Regenerative Energien netztechnisch managen
Auf breiter Basis sollen bestehende und zukünftige Möglichkeiten der Netzgestaltung evaluiert und gegenübergestellt
werden, um Grundlagen für eine vorausschauende, ganzheitliche Netzplanung zu entwickeln. Dabei werden Maßnahmen
und Technologien zur Netzentlastung verglichen, speziell im
Hinblick auf die Einspeisung hoher Anteile erneuerbarer
Energien in die Übertragungs- und Verteilnetze. „In Anlehnung
an eine Merit Order der Kraftwerke sollen kostenoptimale
Einsatzreihenfolgen für die untersuchten Maßnahmen und
Technologien erstellt werden“, erklärt Projektleiterin Kristin
Wachinger von der FfE, „die Analysen sollen einen wesentlichen Beitrag zur vorausschauenden Netzplanung liefern,
welche die verschiedenen Facetten der Energieerzeugung
entsprechend berücksichtigt.“
Die Studie wird im Rahmen der Forschungsinitiative zukunftsfähige Stromnetze durch das deutsche Wirtschafts- und Energieministerium gefördert, und zwar als Teil des 6. Energieforschungsprogramms der Bundesregierung. Neben dem
Ministerium unterstützen 16 Industriepartner aus dem Bereich
Energieversorgung und Automobilproduktion das Forschungsvorhaben sowohl finanziell als auch mit Daten und individuellen, praxisnahen Erfahrungen.
as Projekt „Merit Order Netz-Ausbau 2030“ – kurz und
griffig „MONA“ – soll die Zukunft der Netze maßgeblich beeinflussen. Im Oktober 2014 gestartet, könnte es zu einer grundlegenden Neuordnung bzw. -strukturierung im Netzbereich
führen. „Zukunftsfähige Netze“ stehen denn auch im Mittelpunkt von MONA, das im Rahmen eines Forschungsverbundes
unter Führung der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V.
(FfE) initiiert wurde.
Ein wichtiger Punkt dabei ist die zunehmende Einspeisung
regenerativer Energien in die Übertragungs- und Verteilnetze.
Die Ökostromförderung führt zu einem teilweise massiven
Überangebot an Strom aus erneuerbarer Energieproduktion.
Die Netze geraten damit immer mehr an die Grenzen ihrer
Kapazität – und teilweise darüber hinaus. Die Netzoptimierung
ist somit von entscheidender Bedeutung.
Darüber hinaus werden sie die Ergebnisse evaluieren und
Umsetzungsmöglichkeiten im eignen Versorgungsgebiet prüfen. „Für uns ist dieses Projekt attraktiv, weil wir gerade im
Hinblick auf die Netzintegration dezentraler Erzeugung natürlich daran interessiert sind, zukunftsträchtige Netzstrukturen
Die vier Arbeitspakete von MONA
• Szenario-Analyse: Um ein Fundament für den langfristigen Planungshorizont des Netzausbaus und -betriebs
sowie für Investitionsentscheidungen zu schaffen, werden
in Kooperation mit allen beteiligten Industriepartnern
Szenarien entwickelt. Diese bilden den Rahmen für die
Entwicklung der Merit Order. Daher wird nicht auf bereits
vorhandene Energie-Szenarien zurückgegriffen, sondern
die Szenarien werden speziell für den Fokus des Projektes
entwickelt: den systemübergreifenden Vergleich netzoptimierender Maßnahmen.
• Basisdaten: Um trotz der vielfältigen Netz- und Versorgungsstrukturen eine gemeinsame Bewertungsgrundlage
für Maßnahmen zur Netzentlastung zu schaffen, werden
durch eine Auswertung realer Netzpläne typische Netzstrukturen (Basisnetztopologien) klassifiziert und regionale Last- und Erzeugungsgänge ermittelt. Diese Ausgangsdaten werden zu Typnetzen zusammengefasst und in
Berechnungsmodelle integriert. Außerdem wird ein Leistungsflussmodell entwickelt, mit dem der Einfluss zukünftiger Belastungssituationen auf das Übertragungsnetz
abgebildet werden kann. Die Kopplung der Berechnungsmodelle für Verteil- und Übertragungsnetz erlaubt eine netzebenenübergreifende Bewertung.
• Vergleich von netzoptimierenden Maßnahmen: Als Entscheidungsgrundlage für betroffene Akteure (unter anderem
Energieversorger und Netzbetreiber) sollen neben bestehenden vor allem innovative Möglichkeiten zur Netzentlastung
wissenschaftlich analysiert, praxisnah begleitet und
anschließend verglichen werden. Dabei umfasst der Begriff
netzoptimierende Maßnahme alle Maßnahmen betrieblicher, technischer und planerischer Natur, die zur Optimierung des Netz-Ausbaus herangezogen werden können.
• Erstellung der Merit Order: Mit dem Ziel einer vorausschauenden, ganzheitlichen Netzplanung – unter Berücksichtigung
aller relevanten Maßnahmen zur Netzentlastung – muss der
Einsatz dieser Maßnahmen effizient und kostenoptimiert
gestaltet werden. Ziel ist es, eine entsprechende Bewertungsgrundlage zur Verfügung zu stellen, die übertragbar und
skalierbar ist, so dass Handlungsempfehlungen für eine
ganzheitliche Netzplanung abgeleitet werden können.
POLITIK
Foto: Siemens
20
Ein wichtiger Aspekt im Projekt MONA ist die zunehmende Einspeisung regenerativer Energien
in Übertragungs- und Verteilnetze und deren Auswirkungen auf die Netzplanung.
zu entwickeln“, meint Herbert Strobl von der TINETZ-Stromnetz Tirol AG, dem österreichischen Projektpartner von MONA.
Durch eine Gegenüberstellung der generierten Einzelergebnisse können Rückschlüsse und Handlungsempfehlungen für
das Gesamtsystem gezogen werden.
Wirtschaftlichkeit im Vordergrund
Letzten Endes geht es bei MONA um zwei Kernfragen für
Verteilnetze und das Übertragungsnetz: Welche technischen
Möglichkeiten bieten unterschiedliche Maßnahmen und Technologien zur Netzentlastung und zur Verringerung des Netzausbaubedarfs? Welche dieser Maßnahmen reduzieren nachhaltig Kosten und Aufwand des Netzausbaus? „Ziel ist es, eine
entsprechende Bewertungsgrundlage zur Verfügung zu stellen,
die übertragbar und skalierbar ist, so dass Handlungsempfehlungen für eine ganzheitliche Netzplanung in ganz Deutschland abgeleitet werden können“, betont Projektleiterin Wachinger, wobei die Ergebnisse auch Rückschlüsse für Österreich
erlauben würden. Der zeitliche Projektrahmen erstreckt sich
bis Ende September 2017, zum Jahreswechsel 2017/2018
sollten finale Ergebnisse vorliegen.
MONA konzentriert sich auf einen möglichst wirtschaftlichen
Einsatz verschiedener Maßnahmen zur Netzoptimierung. Dabei
stehen vier wesentlichen Herausforderungen im Fokus der
Analyse:
• die Unsicherheit in Bezug auf die zukünftigen
Rahmenbedingungen
• das Fehlen einer systemübergreifenden Datenbasis
als Grundlage für die Bewertung potenzieller
netzoptimierender Maßnahmen
• eine Vielzahl an heterogenen netzoptimierenden
Maßnahmen, teils ohne fundierte Erfahrungswerte in
Bezug auf den Einsatz der Maßnahmen.
• das Fehlen eines Leitfadens zur systemübergreifenden Vergleichbarkeit und zum systemübergreifenden Nutzen der netzoptimierenden Maßnahmen.
Jede dieser Herausforderungen wird in einem eigenen Arbeitspaket eingehend behandelt (siehe Kasten). „Als Ergebnis aller
Arbeitspakete wird letztendlich eine Merit Order der netzoptimierenden Maßnahmen in Abhängigkeit eines Szenarios und
eines entsprechenden Typnetzes erstellt“, erklärt Wachinger.
Info
Ziel des Projekts MONA 2030 ist die
Bestimmung einer kostenoptimalen
Einsatzreihenfolge von Maßnahmen zur
Verringerung des Netzausbaubedarfs.
Dabei sollen diese Maßnahmen auch im
Vergleich zur Referenz-Maßnahme
„Stromnetzausbau“ betrachtet werden.
POLITIK
21
Kurzmeldungen
Politik
Die Energiekommission des Schweizer Ständerates (UREK) befürwortet grundsätzlich eine stärkere Förderung der erneuerbaren Energien. Sie ist mit nur einer Gegenstimme für das erste Maßnahmenpaket zur Energiestrategie eingetreten. Für den
Ersatz des wegfallenden Atomstroms seien Maßnahmen nötig, schreibt die Kommission. Allerdings seien noch viele Fragen offen. In der Detailberatung müssten diese
nun gründlich geprüft werden. Die UREK möchte, dass die Versorgungssicherheit an
erster Stelle steht und dass die Schweiz in der Energieversorgung möglichst unabhängig ist. Die geplanten Investitionen kämen der Schweiz zugute, hält sie fest.
Der Nationalrat hatte das erste Maßnahmenpaket zur Energiestrategie 2050 gutgeheißen. Das Paket enthält unter anderem einen höheren Netzzuschlag zur Förderung der erneuerbaren Energien und ein Bonus-Malus-System, das für Schweizer
Elektrizitätswerke Anreize schaffen soll, das Stromsparen zu fördern. Im Gesetz
soll verankert werden, dass der Bau neuer Atomkraftwerke verboten ist.
Foto: Keskusteln
der übrigen, in Europa selbst erzeugten
Energie steuerte die Atomkraft den
größten Anteil bei: Sie lieferte laut
Eurostat 29 Prozent der EU-internen
Erzeugung, gefolgt von Energie aus
Erneuerbaren wie Wind und Sonne
(24 Prozent), festen Brennstoffen wie
Kohle (20 Prozent), Erdgas (17 Prozent)
und Erdöl (neun Prozent) sowie Abfällen (ein Prozent).
EU-Energieverbrauch
auf Tiefstand
Der Energieverbrauch in der EU ist auf
den tiefsten Stand seit 1995 gesunken.
Er lag 2013 bei rund 1,6 Mrd. t Rohöleinheiten. Das teilte das Statistikamt
Eurostat in Luxemburg mit. 1995 lag
er geringfügig darüber, 1994 merklich
darunter. Der Bruttoinlandsenergieverbrauch lag damit 2013 gut neun Prozent
unter dem bisherigen Höchstwert von
1,8 Mrd. t Rohöleinheiten im Jahr 2006.
53 Prozent der verbrauchten Energie
musste Europa 2013 importieren. Bei
Zypern und Ägypten prüfen
Gas-Pipeline
Das hochverschuldete Zypern will
Ägypten mit Gas versorgen. Die Energieminister der Länder schlossen in
Anwesenheit des ägyptischen Regierungschefs Ibrahim Mahlab in Kairo
ein Abkommen, wonach zwei Energieunternehmen „technische Lösungen für
den Transport von Erdgas“ durch eine
Untersee-Pipeline ausarbeiten sollen.
Diese Verbindung soll vom AphroditeFeld vor der Küste im Südosten Zyperns
nach Ägypten verlaufen.
Berlin klagt EU-Kommission
Im Dauerstreit mit der EU-Kommission
über das Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG) hat die deutsche Regierung das
Brüsseler Gremium verklagt. Die Klage
vor dem Europäischen Gerichtshof
(EuGH) wurde Anfang Februar eingereicht, sagte eine Sprecherin des deutschen Wirtschaftsministeriums. Es soll
damit „die grundsätzliche Rechtsfrage“
geklärt werden, ob das EEG als Beihilfe
einzustufen ist.
In der Klage geht es nach Angaben der
Sprecherin um das „alte“ EEG, wie es
bis zur umfassenden Reform im vergangenen Jahr galt. Das juristische Vorgehen richtet sich demnach konkret gegen
einen Beschluss der Kommission vom
November, in dem das EEG als Beihilfe
eingestuft wurde. Nicht betroffen sei
die Genehmigung des reformierten
EEG durch die Kommission, sagte die
Ministeriumssprecherin. Auch die Rückzahlungsforderungen an die energieintensive Industrie wegen deren Rabatten
auf die Ökostrom-Umlage seien nicht
Gegenstand der Klage.
Bis zu einer Klärung durch den EuGH
kann es allerdings dauern. Nach Einschätzung des Ministeriums liegt die
durchschnittliche Verfahrensdauer bei
solchen Klagen bei etwa vier Jahren.
Foto: Renewable Energy Law
Ständeratskommission für Energiestrategie
22
POLITIK
Small is
beautiful
Auch wenn Österreichs Energieunternehmen derzeit bei
Investitionen in Großprojekte Zurückhaltung üben, mangelt
es an kleineren und mittelgroßen Vorhaben nicht, wie ein
Rundblick von Oesterreichs Energie zeigt.
Von Klaus Fischer
23
Foto: Salzburg AG
POLITIK
Z
um Jubel gibt das energiewirtschaftliche Umfeld derzeit
schwerlich Anlass, weshalb die Energieunternehmen hinsichtlich des Baus großer Kraftwerksprojekte weitestgehend
zurückhalten. Investiert wird allerdings dennoch und zwar in
überschaubare Projekte, kleinere bis mittelgroße Erzeugungsanlagen mit teils hohem Innovationspotenzial. Zudem werden
bestehende Kapazitäten umgerüstet und modernisiert.
Die Salzburg AG etwa schließt voraussichtlich noch im ersten
Halbjahr 2015 zwei Vorhaben ab, berichtet Vorstand Leonhard Schitter. So wird die Leistung des Wasserkraftwerks
Bärenwerk in Fusch an der Glocknerstraße, eine der ältesten
Anlagen seines Unternehmens, von 11,6 auf 15 MW Leistung
aufgestockt. Damit kann die Salzburg AG dann den Elektrizitätsbedarf von rund 19.000 Haushalten decken.
In Pfarrwerfen im Pongau wiederum ist seit Ende 2013 das
neue Kleinwasserkraftwerk Fritzbach (5,4 MW) im Bau,
das Ökostrom für etwa 7300 Haushalte liefern wird. Insgesamt belaufen sich die Investitionen in das Bärenwerk auf
41,7 Mio. Euro, für Fritzbach, ein Gemeinschaftsprojekt der
Salzburg AG mit den Österreichischen Bundesforste AG (ÖBf),
werden rund 29 Mio. Euro aufgewendet – gerade in ökonomisch unsicheren Zeiten sind dies willkommene Impulse für
die Wirtschaft der Region.
Für Stegenwald, ein Laufkraftwerk mit etwa 14,5 MW
Leistung, sollte der Wasserrechtsbescheid etwa Mitte des
heurigen Jahres vorliegen. Die Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) ist nicht nötig. „Wenn der
Bescheid vorliegt, werden wir gemeinsam mit unserem
Partner die weitere Vorgangsweise definieren. Die derzeitigen
Großhandelspreise für Strom machen es aber notwendig,
die Wirtschaftlichkeit solcher Projekte sehr genau zu überprüfen“, erläutert Schitter.
Zur These, hinsichtlich der Stromerzeugung bestehe ein
Trend zum vermehrten Einsatz dezentraler Anlagen, äußert
sich Schitter pragmatisch. Als „dezentral“ gelte vielfach die
sprichwörtliche Fotovoltaikanlage auf einem Privathaus.
Die Entwicklung in diese Richtung werde zweifellos weitergehen, da in der Bevölkerung der Wunsch nach Eigenversorgung wachse. Doch grundsätzlich müsse der Begriff
24
POLITIK
Trend in Richtung kleinerer Einheiten. Die diesbezügliche
Kompetenz der Energieunternehmen sieht er vor allem im
Bereich komplexerer Lösungen, etwa, wenn ein Gewerbebetrieb gleichzeitig Strom und Wärme sowie eventuell auch
Kälte benötige. Kein Problem stellt laut Dopf die Finanzierung
von Effizienzsteigerungen, wie sie sein Unternehmen derzeit
durchführt, dar: „Für rentierliche Vorhaben bekommen wir
die Mittel seitens unseres Eigentümers. Das Problem ist eher,
dass es derzeit zu wenige rentable Projekte gibt.“
Foto: Linz AG
Laut Dopf ist dies eine Folge der Marktbedingungen, unter
denen geförderte sowie nicht geförderte Erzeugungsanlagen
miteinander konkurrieren. Ein solches „gestörtes Umfeld“
eigne sich schwerlich für Investitionen, zumal in Kraftwerke
mit jahrzehntelangen Abschreibungsdauern. Und die Bestrebungen seitens der Politik, die Zustände zu ändern, hielten
sich in Grenzen. Im Gegenteil würden den österreichischen
Stromerzeugern zusätzliche Lasten aufgebürdet, etwa mit der
Erhöhung der von ihnen zu bezahlenden Netzverlustentgelte.
Die Linz AG passt ihr Reststoffheizkraftwerk an die geänderten
Marktbedingungen an.
„dezentrale Erzeugung“ weiter gefasst werden: „Unsere
Kraftwerke, speziell jene auf Basis erneuerbarer Energien wie
kleinere Wasserkraftwerke und Biomasseanlagen, sind ja ebenfalls dezentral. Sie stehen in den Regionen und dienen deren
Versorgung. Somit ist die dezentrale Energieversorgung, gerade
für ein regionales Unternehmen wie die Salzburg AG, bereits
Realität.“ Vor allem auf Effizienzverbesserungen konzentriert
sich derzeit die Linz AG. Laut Vorstand Wolfgang Dopf wird die
Dampfturbine des 2012 in Betrieb gegangenen Reststoffheizkraftwerks (RHKW) vom Kondensationsbetrieb auf den reinen
Gegendruckbetrieb umgerüstet. Anders als bisher ist es damit
künftig nicht mehr möglich, ausschließlich Strom zu erzeugen.
Jedoch steigt die thermische Leistung um 15 MW. „Wir passen
uns damit den Marktverhältnissen an. Früher stand der Strom
im Vordergrund. Jetzt geht es primär um die Wärmeproduktion“, beschreibt Dopf die Intention. Der Umbau koste rund
drei Mio. Euro und rechne sich binnen dreier Jahre.
Überlegt wird zudem, die Biomasse-Kraft-Wärme-Kopplung
des Unternehmens mit einer zweiten Linie auszurüsten. Dies
würde die elektrische Leistung der KWK um rund neun bis
zehn MW steigern. Der Bau von Fotovoltaikanlagen steht
ebenfalls auf dem Programm. Installiert werden jährlich rund
400 - 500kW pro Jahr.
Schitters Ansicht, die Erzeugungsanlagen der österreichischen Energieunternehmen seien im Wesentlichen dezentral ausgelegt, teilt Dopf. Auch seiner Ansicht nach geht der
›Die dezentrale Energieversorgung ist für
regionale Unternehmen bereits Realität.‹
Ähnlich wie die Linz AG investiert auch die Wels Strom in
Mikrogasturbinen. Ihr Geschäftsmodell ist allerdings anders
gelagert, schildert Geschäftsführer Friedrich Pöttinger: „Wir
projektieren die Maschinen, beschaffen sie, installieren sie
beim Kunden und übergeben sie entweder direkt diesem oder
seinem Energieversorger, der sie betreibt.“ Interessant seien
derartige Anlagen für Kunden, die Wärme von mehr als 100
Grad Celsius und gleichzeitig Strom benötigen, etwa Industriebetriebe oder Krankenhäuser.
Pöttinger zufolge haben Mikrogasturbinen vor allem zwei
Einsatzbereiche im Bereich Biogas: Zum einen handelt es
sich um die Verwertung von nicht aufbereitetem Biogas bzw.
Klärgas. Dafür würden Anlagen benötigt, die Gas mit einem
niedrigen Methangehalt verwerten können. Während Gasmotoren bei einem Methangehalt von weniger als 30 Prozent
ins Stottern kommen, haben Mikrogasturbinen damit kein
Problem. Der zweite Einsatzbereich ergibt sich, wenn große
Mengen von Gas mit geringer Methankonzentration anfallen.
Dieses wird in Gasaufbereitungsanlagen veredelt und kann
in ein Gasnetz eingespeist werden. Um übrig bleibendes
Schwachgas zu nutzen, kommen Mikrogasturbinen ins Spiel,
die auch mit herkömmlichem Gas betrieben werden können.
Weiters investiert die Wels Strom auch in eigene Erzeugungsanlagen. Faktisch täglich wird der Bescheid für den Neubau
POLITIK
des Wasserkraftwerks Traunleiten erwartet, das eine Altanlage ersetzt. Traunleiten hat nach dem Umbau eine Leistung
von 20 MW, die durchschnittliche Stromerzeugung beläuft
sich auf etwas mehr als 100 GWh pro Jahr. Da wesentliche
Teile des bestehenden Kraftwerks weiter verwendet werden
können, steht die Rentabilität außer Zweifel.
Ähnlich wie Schitter betrachtet auch Pöttinger die Struktur
der Stromerzeugung in Österreich als dezentral: „Riesige
Kraftwerksblöcke wie in Deutschland hatten wir ja nie.“ Und
kleinere KWK seien ebenso dezentrale Anlagen wie kleine und
mittelgroße Wasserkraftwerke - beispielsweise Traunleiten.
25
erzeugten Strom „direkt vor Ort verbraucht“. Bis dato sind
rund 45 Anlagen mit einer Gesamtleistung von mehr als acht
MWp in Betrieb. Seit Beginn 2014 ist Wien Energie auch mit
den Kombiprodukten „SonnenWärme“ und „ErdWärme“ auf
dem Markt. Bei ersterem erfolgt die Wärmeversorgung des
Kunden mittels einer Kombination aus Solarthermie und
Gaskessel, bei letzterem wirken eine Wärmepumpe und eine
Fotovoltaikanlagen zusammen. Für die kommenden Jahre
strebt man „eine jährliche Neuanschlussleistung im zweistelligen MW-Bereich“ an.
Schwerpunkt Wasserkraft im Ländle
Bezüglich der Fotovoltaik ist die Kelag in intensivem Kontakt
mit Interessenten, vor allem Städten und Gemeinden. Konkret
laufen etwamGespräche mit der Stadt Wolfsberg. Eine größere
Anlage ist auch in Arnoldstein geplant. „St. Veit an der Glan, die
Fotovoltaik-Vorzeigestadt Kärntens, klopft auch immer wieder
bei uns an“, erzählt Freitag: „Wenn es Sinn macht, sind wir als
Projektpartner dabei.“ Grundsätzlich werden auch Fotovoltaiksysteme bei Privatkunden errichtet. Allerdings liegt deren
Leistungsobergrenze bei 4,5 kW Peak. Freitag zufolge, will die
Kelag solche Anlagen nicht überall installieren, sondern gezielt
„den Eigenverbrauch zur Entlastung der Netze fördern.“
50 Mio. Euro in Kleinwasserkraftwerke
Stichwort Ballungszentren: Im weitaus größten davon, Wien,
setzt die Wien Energie ihre Investitionstätigkeit in kleinere
Erzeugungseinheiten fort und will in Kleinwasserkraftwerke
innerhalb der kommenden fünf Jahre rund 50 Mio. Euro
fließen lassen. Weiter ausgebaut wird auch die Fotovoltaik.
Anfangs wurden primär große Freiflächenprojekte realisiert,
mittlerweile verlagert sich der Fokus zu Anlagen bei Gewerbekunden. Solche Projekte werden von der Wien Energie „geplant,
errichtet, betrieben, finanziert und an die jeweiligen Kunden
verpachtet“, heißt es. So wurde auf dem Dach des Bürogebäudes und Shopping Centers „The Mall“ in Wien Mitte die
größte innerstädtische Fotovoltaik-Anlage installiert. Sie war
eines der ersten Vorhaben im Rahmen des neuen Geschäftsmodells „Einfach Nutzen“, bei dem der Gebäudebetreiber den
Investitionen stehen auch bei der Illwerke VKW auf dem
Programm. Neben dem 360 MW großen Pumpspeicher Obervermuntwerk II, der voraussichtlich 2018 ans Netz geht, und
dem Rellswerk (18 MW), das noch heuer den Betrieb aufnimmt,
ist vor allem die Kleinwasserkraft im Fokus. Vorstandsdirektor
Helmut Mennel sieht darin einen „wichtigen Baustein zur
Erreichung der Energieautonomie 2050 in Vorarlberg“, die der
Landtag beschlossen hat. Bis 2030 realisiert die Illwerke VKW
vor allem Projekte, „die keine Gewässer mit sehr hoher gewässerökologischer Sensibilität betreffen.“ So ging im Dezember
bezahlte Anzeige
Investitionen in kleinere Erzeugungsanlagen stehen auch bei
der Kelag auf dem Programm. Sie modernisiert in Untertweng
bei Kleinkirchheim ein Kleinwasserkraftwerk mit 3,6 MW. Der
Umfang der Arbeiten rechtfertigt es laut Vorstandsdirektor
Manfred Freitag, von einer „faktischen Neuerrichtung“ zu
sprechen. Außerdem nimmt die Kelag noch heuer je zwei Kleinwasserkraftwerke in Bosnien und im Kosovo in Betrieb. Die
Leistung liegt bei rund 5,7 bis 14 MW, die Investitionskosten
im Ausland beziffert Freitag mit zehn bis 20 Mio. Euro.
Regulator
E-Control
startet
WhistleblowerPlattform
Wem ein Fall von Insiderhandel, Marktmanipulation oder
ein Wettbewerbsverstoß im Strom- oder Gasbereich bekannt
ist, kann diesen seit März anonym der Regulierungsbehörde
E-Control auf einer neu eingerichteten Whistleblower-Plattform mitteilen. Die Hinweise können auf einer abgesicherten
Webseite völlig anonym abgegeben werden. Hilfreich sind
für den Regulator vor allem Hinweise zu Wettbewerbsdelikten wie Missbrauch einer marktbeherrschenden Stellung
oder Preisabsprachen, Verstöße gegen Entflechtungsvorgaben zwischen Lieferant und Netzbetreiber sowie Fälle von
Insiderhandel oder Marktmanipulation. Ziel ist es, Delikte
frühzeitig aufzudecken und einen fairen Wettbewerb sicherzustellen. www.e-control.at/whistleblower
26
POLITIK
2014 das Kleinwasserkraftwerk Tschambreu in Betrieb.
Die Genehmigung für das Projekt Stubenbach liegen vor, der
Bau soll heuer beginnen. Drei weitere Vorhaben wurden bei
den zuständigen Behörden zur Genehmigung eingereicht,
zwei sind darüber hinaus in Planung. Laut Mennel ist die die
Errichtung von Kleinwasserkraftwerken allerdings „derzeit
nur sehr schwer wirtschaftlich darstellbar“, und das trotz
Investitionszuschüssen, wie sie auf Basis des Ökostromgesetzes bezahlt werden können: „Das bringt die Gefahr mit
sich, dass Investitionen ausbleiben, obwohl diese Anlagen
den geringsten spezifischen Förderaufwand benötigen um
erneuerbare Energie auszubauen.“
›Der Anteil der neuen Erneuerbaren
wird weiter zunehmen.‹
Nicht besser sei die Lage bei Großkraftwerken - wobei sich
Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke als Erweiterung eines
bestehenden Kraftwerksverbund sehr wohl rechnen können.
Und Mennel fügt hinzu: „Bei dieser Einschätzung handelt es
sich allerdings nur um eine Momentaufnahme. Die Großhandelspreise waren 2008 drei Mal so hoch. Die Energiepreise
unterliegen also so großen Schwankungen, dass sie nicht der
einzige Entscheidungsfaktor zum Bau von Wasserkraftwerken
sein können.“
insgesamt 63 MW hinzu. Ab etwa 2018 soll dann das Repowering, die Ertüchtigung bestehender Windparks, beginnen.
Bescheide für Graz-Puntigam liegen vor
Auf erneuerbare Energien konzentriert sich auch die Energie
Steiermark. Auf dem Investitionsprogramm - für die kommenden drei Jahre sind rund 200 Mio. Euro dafür veranschlagt - stehen derzeit mehrere Fotovoltaikanlagen und
Kleinwasserkraftwerke, ein Windpark sowie eine Biogasanlage. Hinsichtlich des Wasserkraftwerks Graz-Puntigam
liegen alle rechtlichen Bescheide vor. Wie die Energie Steiermark mitteilt, bekennt sie sich „voll und ganz zu diesem
zentralen Erzeugungsprojekt in Sachen Erneuerbare“. Mit den
aktuell herausfordernden Rahmenbedingungen am StromMarkt müsse jedoch verantwortungsvoll umgegangen werden.
Daher werden alle Kosten genau unter die Lupe genommen
und in den kommenden Monaten die Ausschreibungen durchgeführt. Die Energie Steiermark erarbeitet gerade neuartige
Beteiligungsvarianten, die „für steirische Kooperationspartner aber auch für private Investoren interessant sein
könnten,“ heißt es.
Ausbau im Bereich dezentraler sowie erneuerbarer Energien
ist auch bei der EVN angesagt. Laut Vorstandssprecher Peter
Layr soll die Leistung der Windparks von derzeit rund 213
MW bis Ende 2016 auf etwa 300 MW steigen. Layr zufolge
ist die Errichtung neuer Parks mit insgesamt rund 80 MW
bereits gesichert, womit dieses Ziel jedenfalls erreicht würde.
Die Energie AG sei wie alle Landesenergieversorger seit jeher
dezentral strukturiert und aus dezentralen Erzeugungseinheiten entstanden, betont Generaldirektor Leo Windtner. Das
heiße aber nicht, dass nicht auch größere zentrale Einheiten,
wie unsere thermischen Kraftwerksstandorte in Timelkam oder
Riedersbach notwendig wären: „Für den Umbau der Energiesysteme werden wir auch in Zukunft das Zusammenspiel
der großen und kleinen Einheiten brauchen.“ Und Windtner
fügt hinzu: Der Trend zu mehr dezentralen Erzeugungseinheiten „hat nichts mit einem Paradigmenwechsel zu tun,
sondern ist lediglich wirtschaftlich begründet: Durch die derzeitigen Verwerfungen auf den Energiemärkten ist die Errichtung von Großprojekten im Hunderte-Millionen-Euro-Bereich
ohne gesicherte Ertragslage schlicht nicht zu verantworten,
langfristige Planungen sind derzeit nicht möglich.“
Nordöstlich von Wien wird derzeit der Windpark Prottes-Ollersdorf errichtet, der eine Leistung von 37 MW besitzt. In den
Bereich Biomasse investierte die EVN bislang bereits rund
400 Mio. Euro und betreibt rund 60 einschlägige Anlagen. Bis
einschließlich 2018 sind weitere Investitionen 40 Mio. Euro pro
Jahr geplant. Weiter verfolgt wird auch das Thema Kleinwasserkraft. Auf Windenergie setzt auch die Energie Burgenland,
wie Wolfgang Trimmel, Geschäftsführer der zuständigen
Tochtergesellschaft Energie Burgenland Windkraft, sagt. Zwar
ist der große Ausbauboom, im Zuge dessen allein vergangenes
Jahr 67 Anlagen mit 192 MW installiert wurden, vorbei. Doch
kommen heuer bis einschließlich 2017 weitere Windräder mit
Bei der Energie AG laufen derzeit die Arbeiten an der Modernisierung des Kleinwasserkraftwerks Bad Goisern, das seit rund
100 Jahren in Betrieb ist. Windtner zufolge wird das Vorhaben
im zweiten Halbjahr 2016 abgeschlossen. Außerdem habe die
Energie AG kürzlich im Großarl-Tal ein weiteres Kraftwerk
erworben und „damit die Kraftwerkskette an der Großarler
Ache vervollständigt. Diese beiden Kraftwerke zusammen
können den Jahresstrombedarf von rund 7000 Haushalten
decken.“ Noch im ersten Halbjahr 2015 geht ein Geothermieprojekt in Ried und Mehrnbach im Innviertel im Betrieb. Ab
der kommenden Heizsaison kann die Messestadt Ried mit
Erdwärme aus rund 3000 m Tiefe versorgt werden.
Windpark Prottes-Ollersdorf in Bau
KOMMENTAR
27
Kommentar
von Dkfm. Milan Frühbauer
Auf den Stadteinfahrten in die Bundeshauptstadt erwarten den Autofahrer gar
kreative Plakate mit originellen Sprüchen.
Von 1,7 Mio. kreativen Gehirnen ist da die
Rede und von der „Smart City“ – whatever
that may be. In der Stadt angekommen, ist
man schnell am medialen Pulsschlag: Das
zentrale Thema scheint die ganzjährige
Öffnung der Schanigärten zu sein, gefolgt
von Berichten über neue vegane Burger-Bratereien.
Dazu gesellen sich der bauliche Fortschritt von Begegnungszonen Marke
Mariahilfer Straße sowie der lautstarke
Bürgerprotest stolzer Schrebergärtner
oder ruhebedürftiger Einfamilienhauseigner gegen mehrgeschoßige Neubauvorhaben. Das Stadtmarketing ist mächtig
stolz auf die steigenden Einwohnerzahlen
der Donaumetropole, doch die Bürger aus
der Grünidylle wünschen sich, der Zuzug
möge woanders stattfinden.
Bevor aber ein Thema gesellschaftspolitisch gar eskaliert, wird es vom Schanigarten wieder eingefangen. Die MärzSonne beflügelt die ganzjährige Öffnungsfantasie, und an kalten Tagen
kommen die Heizschwammerln zum
Einsatz. Da haben die aus der Gastronomie vertriebenen Raucher ebenso
etwas davon wie der ökologische
Fußabdruck. Kurz, eine Stadt bereitet
sich mit Elan und Vorfreude auf das
Essen und Trinken im Freien vor. Jeder
Gehsteig mutiert zur Gastromeile.
Ob so viel Begeisterung für den Schanigarten fallen die Unbillen der Gegenwart
kaum noch auf. Wien verzeichnete Ende
Februar eine Arbeitslosenquote von
15 Prozent, und die Zahl der Arbeitsu-
chenden liegt bei rund 150.000. Die
Bundeshauptstadt ist seit Jahren das
Bundesland mit der höchsten Arbeitslosenrate des Landes. Da und dort war das
einen „Einspalter“ in der Tageszeitung
wert, aber gleich daneben stand schon
das dreispaltige Plädoyer für den
Schanigarten, wie immer mit dem
Franziskanerplatz formvollendet
illustriert.
 Dkfm. Milan Frühbauer
langjähriger Chefredakteur der Wochenzeitschrift „Industrie“, Journalist
und Universitätslektor für
Öffentlichkeitsarbeit
In anderen Städten mögen die Politiker
solche Arbeitsmarktstatistiken stirnrunzelnd analysieren, sie mögen dem
Strukturwandel nachgehen, ergründen
wollen, warum die Industrie als
wertschöpfungsintensivster Wirtschaftszweig eine viel geringere Rolle
spielt als etwa in München oder
Schanigärten für
AMS-Kunden
Hamburg – Städte mit durchaus
vergleichbarer Lebensqualität. Das ist
mühsam, unpopulär und endet vielfach
mit einer respektablen Schwachstellenanalyse der Regierenden an sich selbst.
Nein, hierzustadt widmet man sich den
schönen Seiten des Lebens, also vornehmlich dem Schanigarten; dem ganzjährigen,
versteht sich. Aber bitte, sage keiner, wir
hätten den Ernst der arbeitsmarktpolitischen Lage nicht erkannt: Die Schanigärten in der Nähe von AMS-Beratungszentren sollten vorrangig einschlägige
Bewilligungen bekommen! POLITIK
Foto: Vattenfall/Kathrin Rößler
28
Wie sich die Einführung einer Marktstabilitätsreserve auf Kohlekraftwerke auswirken würde, ist fraglich.
Emissionshandel
im Umbau
Die EU-Kommission will die Menge der auf
dem Markt befindlichen CO2-Zertifikate steuern, um so Einfluss auf die Preise auszuüben.
Die Entscheidung darüber könnte noch im
Frühjahr fallen.
Von Klaus Fischer
POLITIK
N
och im ersten Halbjahr 2015 könnte eine strukturelle
Reform des europäischen Emissionshandelssystems (EU-ETS)
erfolgen. Das System steht seit längerer Zeit unter Kritik, weil
die Preise für die Emissionszertifikate (EU-Allowances, EUA)
sich auf sehr niedrigem Niveau befinden. Zuletzt wurden
an der für Mitteleuropa bestimmenden Leipziger Energiebörse EEX etwa 6,80 Euro pro EUA und damit pro Tonne CO2
bezahlt. Dies führt unter anderem dazu, dass statt Gaskraftwerken vermehrt Stein- und vor allem Braunkohlekraftwerke
mit erheblich höheren CO2-Emissionen pro kWh („spezifischen“ Emissionen) zu Einsatz kommen. Eine Situation, die
sowohl klima- als auch eneriepolitisch unerwünscht ist:
Einerseits steigt der CO2-Ausstoß Europas, was gerade im
Vorfeld des Pariser Weltklimagipfels im Dezember 2015 die
„Vorreiterrolle“ der EU im Kampf gegen den Klimawandel in
Frage stellt. Auf diesem Gipfel soll ein neues, völkerrechtlich
bindendes Abkommen beschlossen werden, das die Unterzeichnerstaaten der Klima-Rahmenkonvention der UNO zu
Emissionssenkungen verpflichtet.
Andererseits geraten durch die niedrigen CO2-Preise gerade
Gaskraftwerke wirtschaftlich in Schwierigkeiten, die aufgrund ihrer Flexibilität ebenso wie Pumpspeicher bestens
dazu geeignet sind, die stark schwankende Stromerzeugung durch Windkraft und Fotovoltaik auszugleichen. Doch
um Gaskraftwerke gegenüber Kohlekraftwerken (wieder)
konkurrenzfähig zu machen, wäre nach Einschätzung von
Experten ein CO2-Preis von mindestens 40 Euro vonnöten.
Die Konkurrenzfähigkeit hängt stark von der Entwicklung
der Kohle- und Gaspreise ab. Um in diese Richtung zu gehen,
wäre es allerdings erforderlich, den Überschuss an EUAs
substanziell zu verringern. Derzeit beläuft sich dieser auf
etwa zwei Mrd. Stück, was zwei Mrd. t an CO2-Emissionen
entspricht. Die bisherigen Maßnahmen der Kommission – das
zeitweilige „Herausnehmen“ von EUAs über 900 Mio. t aus
dem Markt, mit der Absicht, diese gegen Ende der laufenden
Emissionshandelsperiode in den Jahren 2019 und 2020
dem Markt wieder zuzuführen, blieben weitestgehend ohne
Erfolg. Darauf, die 900 Mio. t dem Markt ein für alle Mal zu
entziehen (Set-aside), hatten sich die Mitgliedsstaaten nicht
einigen können.
Markt stabilisieren
Schon im Jänner 2014 präsentierte die EU-Kommission
daher einen Vorschlag zur Umgestaltung des ETS, der sowohl
im Europäischen Parlament als auch im Europäischen Rat
derzeit diskutiert wird, mit der Absicht, noch im Frühjahr zu
einer Einigung zu kommen. Die Kommission schlägt die Einführung einer „Marktstabilitätsreserve“ vor. Grob gesprochen,
29
handelt es sich dabei um eine bestimmte Menge von EUAs,
die dazu verwendet wird, den CO2-Preis zu steuern. Anders
als beim Backloading würde eine allfällige Rückführung der
Zertifikate jedoch nicht zu einem vorher festgelegten Zeitpunkt erfolgen, sondern dann, wenn bestimmte Mengengrenzwerte unterschritten werden.
Wie die Kommission in einem Strategiepapier Anfang Jänner
ausführte, zeigte sich im Vorfeld der Verhandlungen über die
Klima- und Energieziele für das Jahr 2030, dass der derzeitige Überschuss an EUAs mittels der bereits laufenden
linearen Kürzung ihrer jährlichen Zuteilung an die Energiewirtschaft und die Industrie mittels Auktionen nur sehr
langsam abgebaut werden kann. Das Tempo reicht nicht aus,
um die angestrebte Emissionssenkung um 40 Prozent bis
2030 darzustellen.
›Die Marktstabilitätsreserve wird einen
Anreiz für Investitionen bieten.‹
Geplant ist seitens der Kommission deshalb, die Marktstabilitätsreserve spätestens im Jahr 2021 einzuführen. In diese
sollen die im Zuge des Backloading in den Jahren 2014 bis
2016 aus dem Markt genommenen insgesamt 900 Mio. EUAs
übernommen werden. Zusätzlich werden pro Jahr weitere
EUAs über zwölf Prozent der Emissionen des jeweiligen
Vorjahres in die Reserve überführt. Damit soll sich zwar weiterhin ein Überschuss an EUAs auf dem Markt befinden, um
wirtschaftliches Wachstum zu ermöglichen. Doch möchte die
Kommission die überschüssige Zertifikatsmenge zwischen
400 und 833 Mio. Stück stabilisieren – mit entsprechenden
Auswirkungen auf die Preisentwicklungen. Für das Jahr 2026
schlägt die Kommission eine Evaluierung der Regeln bezüglich der Marktstabilitätsreserve vor.
Vorschläge umstritten
Unumstritten sind die Vorschläge der Kommission nicht.
So wehrt sich etwa Polen vehement gegen jede Verschärfung des Emissionshandels - verständlich, da rund 90
Prozent der Stromerzeugung des Landes mittels (teilweise
veralteter) Kohlekraftwerke erfolgen. So betonen etwa die
polnischen EU-Parlamentarier Andrzej Grzyb, Jerzy Buzek
und Katarzyna Lukacijewska in ihrer Stellungnahme zum,
Vorschlag der Kommission, die Marktstabilitätsreserve
dürfe die Gratisvergabe von EUAs an Energieunternehmen
nicht einschränken. Außerdem sei zu beachten, dass höhere
30
POLITIK
CO2-Preise wohl auch höhere Energiepreise zur Folge hätten.
Das wiederum könne nicht im Interesse der europäischen
Wirtschaft sein. Der Rat der EU habe in seiner Sitzung Ende
Oktober 2014, bei der die Klima- und Energieziele für 2030
beschlossen wurden, ausdrücklich auf die Notwendigkeit
„leistbarer Preise“ verwiesen.
Andere Parlamentarier wiederum kritisieren, dass die hinsichtlich der Einführung der Marktstabilitätsreserve geplanten
Maßnahmen viel zu lasch seien und zu spät kämen, um eine
massive Senkung der CO2-Emissionen in Europa zu bewirken.
Die Vorsitzende der Hauptgeschäftsführung des deutschen
Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW),
Hildegard Müller, bezeichnete es dagegen als „bedauerlich,
dass der federführende Umweltausschuss im Europäischen
Parlament in der Mehrheit dafür gestimmt hat, die Marktstabilitätsreserve im Rahmen des EU-Emissionshandelssystems erst Ende 2018 einzuführen. Damit wurde die Chance
vergeben, ein wichtiges Signal für die zügige Stärkung des
Emissionshandels auszusenden.“ Allerdings sah Müller auch
einige positive Aspekte in dem Beschluss, vor allem die Überführung der Zertifikate aus dem Backloading in die Reserve
Info
Die EU-Kommission schlägt die Einführung einer „Marktstabilitätsreserve“ vor.
Dabei handelt es sich um eine bestimmte
Menge von Emissionszertifikaten, die dazu
verwendet wird, den CO2-Preis zu steuern.
Anders als beim so genannten Backloading würde eine allfällige Rückführung der
Zertifikate jedoch nicht zu einem vorher
festgelegten Zeitpunkt erfolgen, sondern
dann, wenn bestimmte Mengengrenzwerte unterschritten werden.
Foto: Vattenfall
Am 24. Februar sprach sich der Umweltausschuss des
EU-Parlaments dafür aus, die Marktstabilitätsreserve per
31. Dezember 2018 einzuführen und die 900 Mio. Zertifikate
aus dem Backloading in diese zu übernehmen. Der Berichterstatter des Europäischen Parlaments zur Marktstabilitätsreserve, Ivo Belet von der Europäischen Volkspartei, wurde
ermächtigt, Verhandlungen mit dem Rat der EU sowie der
EU-Kommission aufzunehmen, mit dem Ziel, so rasch wie
möglich eine Einigung zu erreichen. Belet sprach von einem
„starken Signal“. Die Marktstabilitätsreserve werde dafür
sorgen, „dass die CO2-Preise einen Ansporn für Investitionen
in mehr Energieeffizienz bieten.“
sowie das Verhandlungsmandat für Belet. „Damit wird das
Verfahren insgesamt beschleunigt. Das Emissionshandelssystem muss als zentrales Instrument zur Treibhausgasminderung fortgeführt und in seiner Glaubwürdigkeit und
Integrität gestärkt werden“, betonte Müller.
Schon Ende vergangenen Jahres hatte sich der europäische
Elektrizitätswirtschaftsverband Eurelectric für die rasche
Einführung der Marktstabilitätsreserve ausgesprochen. Er
fordert, diese bereits im Jahr 2017 operativ zu machen und
die 900 Mio. EUAs aus dem Backloading sofort in die Reserve
zu überführen. Eine Evaluierung der allfälligen diesbezüglichen Bestimmungen sollte dem Verband zufolge vor dem 31.
Dezember 2022 erfolgen. Eurelectric will damit sicherstellen,
dass die Auswirkungen der Reserve auf den Markt so schnell
wie möglich analysiert werden und ehestens allfällige Anpassungen an die Markterfordernisse erfolgen. Wie Eurelectric
ausführt, ist die Branche besorgt über die möglichen Auswirkungen des Klimawandels „auf unsere Märkte, Wertschöpfungsketten und Produktionskosten, aber auch auf die
Gesellschaft als Ganzes.“ Es sei höchste Zeit, zu handeln.
ENERGIERECHT AUF DEM PUNKT
31
Neue Beihilfenregeln für
erneuerbare Energieträger
RA Priv.-Doz. DDr. Christian F. Schneider, bpv Hügel Rechtsanwälte, Wien/Mödling/Brüssel
Z
um 01.07.2014 wurden zahlreiche
Regelungen des EU-Beihilfenrechts neu
gefasst. Für die E-Wirtschaft besonders relevant sind dabei die neuen
Leitlinien für staatliche Umweltschutzund Energiebeihilfen 2014–20201
sowie die neue Allgemeine Gruppenfreistellungsverordnung – AGVO
651/20142: Beide Rechtsakte gelten bis
31.12.2020 und treffen umfangreiche
Regelungen zur Frage, unter welchen
Voraussetzungen die Mitgliedstaaten
Beihilfen zur Förderung erneuerbarer
Energieträger gewähren dürfen. Während die Leitlinien als Bindung der
Ermessensübung durch die Europäische Kommission3 vorab Kriterien
definieren, bei deren Erfüllung diese
mitgliedstaatliche Beihilfen jedenfalls
zu genehmigen gedenkt, legt die AGVO
Sachverhalte fest, bei denen Beihilfen
keine Genehmigung benötigen. Leitlinien
Die Leitlinien greifen in Rz 123 die seit
Langem bestehende Forderung der
österreichischen E-Wirtschaft auf, dass
Beihilfen grundsätzlich zur Marktintegration von erneuerbarem Strom
beizutragen haben. Weiterhin zulässig
sind dabei sowohl Investitions- als auch
Betriebsbeihilfen. Beihilfenregelungen
werden von der Kommission nach Rz 121
auf maximal 10 Jahre genehmigt, sodann
müssen sie neu angemeldet werden.
Betreffend die Höhe der zulässigen
Förderung orientieren sich die Leitlinien
laut Rz 70 – vereinfacht gesagt – an den
sog „Netto(mehr)kosten“, die durch den
Einsatz erneuerbarer Energieträger im
Vergleich zu einem konventionellen Vorhaben anfallen.
Bei Investitionsbeihilfen beträgt die
höchstzulässige Beihilfenintensität laut
Rz 77 iVm Anhang I der Leitlinien 45, 55
oder 65 Prozent der förderfähigen Kosten,
je nachdem ob es sich um ein großes,
mittleres oder kleines Unternehmen iSd
KMU-Definition der EU4 handelt; diese
Prozentsätze dürfen nach Rz 78 der
Leitlinien in Regionalfördergebieten ggf.
erhöht werden. Bei einer Ausschreibung
dürfen allerdings bis 100 Prozent gefördert werden.
Bei Betriebsbeihilfen, die den Wettbewerb weit stärker verzerren als Investitionsbeihilfen, sind die Anforderungen
strenger: Rz 126 der Leitlinien sieht
hier ab 01.01.2016 für alle neuen Beihilferegelungen und sonstigen Beihilfemaßnahmen drei Voraussetzungen vor,
von denen nach Rz 125 der Leitlinien
nur Demonstrationsanlagen sowie
Kleinanlagen bis zu einer installierten
Stromerzeugungskapazität unter 500
kW bzw. – bei Windkraft – unter 3 MW
oder weniger als 3 Erzeugungseinheiten
ausgenommen sind:
• Alle Beihilfen müssen als Prämie zusätzlich zum Marktpreis, zu dem
die Erzeuger ihren Strom am Markt
verkaufen, gewährt werden, was eine
Abnahmepflicht zu einem fixen, vom
Marktpreis unabhängigen
Einspeisetarif, wie ihn derzeit
§ 12 ÖSG 2012 vorsieht, ausschließt.
• Die Beihilfenempfänger unterliegen,
soweit es liquide Intraday-Märkte
gibt, einer sog „Standardbilanzaus-
gleichsverantwortung“5; eine
Befreiung der Erzeuger vom
Ausgleichsenergierisiko wie
derzeit, wo dieses nach dem ÖSG
2012 die OeMAG trägt, ist also
künftig ausgeschlossen.
• Es müssen Maßnahmen ergriffen
werden, um zu verhindern, dass
Erzeuger Anreiz haben, Strom zu
negativen Preisen zu erzeugen.
Rz 126 der Leitlinien gebietet zudem,
dass Betriebsbeihilfen für erneuerbaren Strom künftig grundsätzlich
anhand eindeutiger, transparenter
und diskriminierungsfreier Kriterien
ausgeschrieben werden; auf bestimmte
Technologien beschränkte Ausschreibungen – z. B. nur Solar – bleiben
allerdings grundsätzlich zulässig. Die
Ausschreibungspflicht wird stufenweise
32
ENERGIERECHT AUF DEM PUNKT
eingeführt und gilt 2015 und 2016 für
5 Prozent und ab 2017 für grundsätzlich 100 Prozent der geplanten neuen
Kapazitäten. Ebenfalls ab 2017 zulässig
ist der Verzicht auf eine Ausschreibung,
wenn die Mitgliedstaaten nachweisen,
dass nur ein Vorhaben oder Standort
nur eine sehr begrenzte Zahl von Vorhaben oder Standorten beihilfefähig
wäre bzw. dass diese zu einem höheren
Förderniveau oder zur Verwirklichung
nur weniger Vorhaben führen würde;
unabhängig davon darf zudem nach
Rz 127 der Leitlinien bei Kleinanlagen
mit einer installierten Erzeugungskapazität von unter 1 MW bzw. – bei Windparks – unter 6 MW oder weniger als
6 Erzeugungseinheiten von einer Ausschreibung abgesehen werden. Während
die maximale Beihilfenhöhe bei einer
Ausschreibung durch deren Ergebnis
bestimmt wird, richtet sie sich bei
deren Entfall gemäß Rz 128 iVm Rz 131
der Leitlinien nach den tatsächlichen
Nettomehrkosten unter Berücksichtigung einer normalen Kapitalrendite,
wobei die Erzeugungskosten jährlich zu
aktualisieren sind.
Nach Rz 129 bzw. – bei Entfall der
Ausschreibung – Rz 128 iVm Rz 131 der
Leitlinien dürfen Betriebsbeihilfen nur
bis zur vollständigen Abschreibung der
Anlage nach den üblichen Rechnungslegungsstandards gewährt werden und
sind bereits erhaltene Investitionsbeihilfen von einer gewährten Betriebsbeihilfe abzuziehen.
Die grundsätzliche Ausschreibungspflicht für Betriebsbeihilfen ab 2017
lässt erwarten, dass schon wegen
ihrer leichteren Administrierbarkeit
ein Trend in Richtung der weniger
wettbewerbsschädlichen Investitionsbeihilfen geht. Rz 130 der Leitlinien
ermächtigt die Mitgliedstaaten zudem
ausdrücklich, raumplanerische Erwägungen zu berücksichtigen, etwa indem
die Teilnahme an der Ausschreibung
das Vorliegen der entsprechenden
Genehmigungen voraussetzt und die
Investitionsentscheidung binnen einer
bestimmten Frist getroffen werden
muss.
Ergänzend angemerkt sei zudem, dass
Rz 132 ff der Leitlinien sog. „Anschlussförderungen“ für bestehende Biomasseanlagen nach deren Abschreibung
weiter gestattet und dass die Rz 138 ff
im Rahmen der Förderung von Energieeffizienzmaßnahmen auch Investitionsund Betriebsbeihilfen für hocheffiziente
KWK-Anlagen ermöglichen.
Beihilfenregelungen unberührt. Die neuen
Regelungen erfordern daher grundsätzlich keine Anpassung des ÖSG 2012
für die Dauer von dessen zehnjähriger
Genehmigung6. Anderes gilt im Hinblick
auf Art. 4 VO 793/2004 aber dann, wenn
dieses nicht nur in formaler bzw. verwaltungstechnischer Art, sondern inhaltlich umgestaltet wird, oder wenn die
ursprünglichen Ausgangsmittel von EUR
550 Mio.7 um mehr als 20 Prozent erhöht
werden.
AGVO
Die AGVO sieht u.a. eine Freistellung für
erneuerbare Stromerzeugung vor, wobei
zwischen den Investitionsbeihilfen iSd
Art. 41, den Betriebsbeihilfen iSd Art. 42
und den Betriebsbeihilfen für kleine
Anlagen iSd Art. 43 zu unterscheiden ist;
zudem stellt Art. 40 AGVO Investitionsbeihilfen für hocheffiziente KWK frei. Die
Freistellungsvoraussetzungen entsprechen weitestgehend den Voraussetzungen
für die Genehmigung von Beihilfen für
erneuerbaren Strom nach den Leitlinien;
der bedeutendste Unterschied ist wohl,
dass die bei Betriebsbeihilfen ohne
Ausschreibung maximal zulässige Kapitalrendite anders als bei den Leitlinien
nach der AGVO nicht durch eine normale Kapitalrendite, sondern durch den
anwendbaren EURO-Swap-Satz zzgl. 100
Basispunkte begrenzt wird. Die Bedeutung der Leitlinien liegt daher in erster
Linie darin, dass nach Art. 4 Abs. 1 lit. s.
und v AGVO nur Beihilfen bis EUR 15
Mio. pro Empfänger und Vorhaben bzw.
Betriebsbeihilfen für erneuerbaren Strom
aufgrund einer Ausschreibung nur bis
zu einem jährlichen Fördervolumen von
insgesamt EUR 150 Mio. freistellungsfähig sind.
Übergangsbestimmungen
Laut Rz 247 lassen die neuen Leitlinien
vor ihrem Inkrafttreten genehmigte
ABl 2014 C 2001, 1; diese werden im Folgenden als
„Leitlinien“ bezeichnet.
ABl 2014 L 187, 1
3
Vgl. dazu etwa Bär-Bouyssière, in: Schwarze, EU-Kommentar3 (2012) Art. 107 AEUV Rz 60
4
ABl 2003 L 124, 36
5
Rz 38 der Leitlinien definiert diese als diskriminierungsfreie technologieübergreifende Bilanzausgleichsverantwortung, von der kein Erzeuger ausgenommen ist.
6
zu dieser siehe Rz 115 der Kommissionsentscheidung
SA.33384 vom 08.12.2012
7
Vgl. dazu FN 13 der Kommissionsentscheidung SA.33384
vom 08.12.2012.
1
2
ENERGIERECHT AUF DEM PUNKT
33
(Kein) Ende für
Starkstromfreileitungen
Mag. Wolfram Schachinger, Mario Laimgruber, LL.M.
I
n den vergangenen Jahren verstärkte
sich der Widerstand gegen Starkstromfreileitungen zusehends. Projektwerber
und auch Behörden geraten hierdurch
unter – teilweise auch massiven medialen – Druck. Jüngst hat das Bundesverwaltungsgericht eine UVP-Genehmigung
für eine „Merchant-Line“ in Kärnten,
die das österreichische mit dem italienischen Übertragungsnetz verbinden
soll, mangels festgestellter naturschutzrechtlicher Genehmigungsfähigkeit
insbesondere mit dem Argument, dass
eine naturverträgliche Alternative eine
Kabeltrasse wäre, versagt. Der Argumentation der Versagung der UVP-Genehmigung muss neben anderen Aspekten
schon allein deshalb entgegengetreten
werden, weil sie einer Aushöhlung des
UVP-Tatbestandes gleichkommt. Ausgangssituation
Die Antragstellerin plant die Errichtung
einer 220-kV-Starkstromleitung zwischen
Kärnten und Friaul-Julisch Venetien
zur Verbindung der Übertragungsnetze
Österreichs und Italiens. Beantragt
wurde die UVP-rechtliche Genehmigung
des Vorhabens (nach Einholung eines
Feststellungsbescheides, ob eine derartige in Österreich erforderlich ist). Da die
Behörde – die Kärntner Landesregierung
– in der Sache nicht fristgerecht ent-
schied, wurde die übergeordnete Behörde
– der Umweltsenat – mittels Devolutionsantrages zur Entscheidung angerufen.
Mit 01.01.2014 ging mit Inkrafttreten
der Verwaltungsgerichtsbarkeits-Novelle
2012 die Zuständigkeit auf das Bundesverwaltungsgericht (BVwG) über. Dieses
prüfte den Antrag und die im Zuge eines
UVP-Verfahrens mit zu prüfende naturschutzrechtliche Genehmigungsfähigkeit.
Die Genehmigung wurde überraschenderweise mit Erkenntnis des BVwG vom
28.08.2014, GZ: W104 2000178-1/63E
versagt. Wesentliche Argumentation
des BVwG für die Abweisung
Nach Ansicht des BVwG überwiegen die
Naturschutzinteressen den energiewirtschaftlichen Nutzen. Dies insbesondere
auch, weil eine (Erd-)Verkabelung – konkret: eine Kabeltrasse unter der Plöckenpassstraße – nach Ansicht des Gerichtes
eine genehmigungsfähige Alternative
darstellen würde, die näher geprüft hätte
werden müssen. Die Einbeziehung einer
Alternativenprüfung in die durchgeführte
Interessenabwägung entbehrt jeglicher
gesetzlicher Grundlage. Trotzdem bildete
die angebliche – noch dazu durch das
Gericht in keiner Weise geprüfte – Machbarkeit einer solchen einen wesentlichen
Bestandteil der im Ergebnis negativen
Interessenabwägung und somit der Versagung der Genehmigung. Aushöhlung des Tatbestandes
„Freileitungen“ der UVP-RL
und des UVP-G
Die nunmehr erfolgte Versagung der
UVP-Genehmigung für das „Freileitungsvorhaben“ steht unseres Erachtens in
klarem Widerspruch zu den Vorgaben
nicht nur des Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetzes (UVP-G 2000), sondern
insbesondere auch der UVP-Richtlinie
(UVP-RL): Sofern man nämlich der
Ansicht des BVwG konsequent folgt,
bleibt gar kein Anwendungsbereich für
den Tatbestand mehr übrig. Es kann
aber – was sich im Zuge der allgemeinen
Gesetzesauslegungsregeln ergibt – dem
Gesetzgeber niemals unterstellt werden,
dass er Tatbestände regelt, für die gar
kein Anwendungsbereich besteht. Genau
dies unterstellt aber das BVwG, indem es
die Genehmigung nur für eine „Erdverkabelung“ erteilen will. UVP-rechtlich
bestehen in diesem Zusammenhang die
folgenden Vorgaben: Die UVP-RL listet in
Anhang I jene Vorhaben auf, die gemäß
Art. 4 Abs. 1 zwingend einem UVP-Verfahren zu unterziehen sind.
Eines dieser Vorhaben ist gemäß Z 20 der
„Bau von Hochspannungsfreileitungen
34
ENERGIERECHT AUF DEM PUNKT
für eine Stromstärke von 220 kV oder
mehr und mit einer Länge von mehr
als 15 km“ (Hervorhebung nicht in der
UVP-RL). Weiters sind in Anhang II jene
Vorhaben aufgelistet, bei denen die Mitgliedstaaten die UVP-Pflicht anhand des
Erreichens von Schwellenwerten oder
vom Ergebnis einer Einzelfalluntersuchung abhängig machen können.
Anhang II der UVP-RL listet unter Punkt
3 „Energiewirtschaft“ wiederum lediglich Freileitungen auf, nämlich „Anlagen
der Industrie zum Transport von Gas,
Dampf und Warmwasser; Beförderung
elektrischer Energie über Freileitungen
(nicht durch Anhang I erfasste Projekte)“;
Hervorhebung nicht in der UVP-RL). Es
ergibt sich somit, dass der Richtliniengeber lediglich Freileitungen und nicht
(Erd-)Verkabelungen als UVP-relevante
Vorhaben angesehen hat, und ferner,
dass gar nicht die Errichtung jeder Freileitung einem UVP-Verfahren zu unterziehen ist. Nach der UVP-RL wäre es z. B.
möglich, dass 220-kV-Leitungen unter 15
km Länge nicht UVP-pflichtig sind.
Das österreichische UVP-G sieht ebenfalls – UVP-RL-konform – lediglich
Tatbestände für Freileitungen vor: Zwingend UVP-pflichtig sind nach Z 16 lit. a
Anh. 1 UVP-G „Starkstromfreileitungen
mit einer Nennspannung von mindestens
220 kV und einer Länge von mindestens
15 km“ (Hervorhebung nicht im UVPG). Einer Einzelfallprüfung (fachlichen
Auswirkungsprüfung) zu unterziehen
sind gemäß Z 16 lit. b Anh. 1 UVP-G:
„Starkstromfreileitungen in schutzwürdigen Gebieten der Kategorie A oder B
mit einer Nennspannung von mindestens
110 kV und einer Länge von mindestens
20 km“ (Hervorhebung nicht im UVP-G).
Richtlinienkonform hat somit auch der
österreichische Gesetzgeber lediglich
Freileitungen als UVP-relevante Anlagen
zur Beförderung von elektrischer Energie
angesehen.
Die Versagung der Genehmigung – wie
im konkreten Fall – mit dem Argument,
dass lediglich (Erd-)Verkabelungen
umweltverträglich seien, widerspricht
somit klar dem Zweck sowohl der
UVP-RL als auch des UVP-G. Besonders
bedenklich ist, dass diese Ansicht konkret bei einem Projekt vertreten wurde,
das nicht einmal in einem Schutzgebiet
der Kategorie A (umfasst sind Naturschutzgebiete und insbesondere auch
Europaschutzgebiete) nach Anhang 2
UVP-G liegt. Abstrahiert man die vertretene Ansicht, so ergibt sich, dass dann
die Einzelfallprüfung bei Vorhaben in
Schutzgebieten der Kategorie A niemals
zu einer UVP-Freiheit, sondern – ganz
im Gegenteil – immer zu einer UVPPflicht mit Abweisung des Genehmigungsantrages führen würde. Dies kann
wohl nicht Intention des Gesetzgebers
sein.
Vielmehr sollen auch Freileitungen –
als auch gesamteuropäisch gesehen
einzige Möglichkeit des Langstreckentransportes von Starkstrom – jedenfalls
(klarerweise nur unter gewissen Voraussetzungen) im Zuge einer UVP-Prüfung
zu genehmigen sein, bzw. nach dem
System des Gesetzes, nach Durchführung
einer fachlichen Auswirkungsprüfung,
teilweise nicht einmal UVP-pflichtig
sein. Es bleibt abzuwarten, ob es sich bei
dieser Entscheidung um einen „Ausreißer“ handelt.
 Autoren der
Rechtsbeiträge sind:
RA Mag. Wolfram Schachinger,
Rechtsanwalt der Kanzlei Wolf Theiss
Rechtsanwälte GmbH & Co. KG und
Mario Laimgruber, LL.M., Rechts-
So verständlich der Anrainerwunsch
von Verkabelungen in dicht bebauten
Gebieten (wenn auch aus ökonomischen
und Netz[versorgungs]sicherheitserwägungen unseres Erachtens oft nicht vertretbar) sein mag, so unnachvollziehbar
ist er im nichtverbauten Gebiet. Besonders bedenklich ist dies im konkreten
Fall, nämlich der gewünschten Verkabelung unter einer Straße, wodurch es zu
potenziellen Gefährdungen nicht nur der
Energieversorgung, sondern auch zwingenden Beeinträchtigung des Verkehrs
(jedenfalls in der Bauphase) auf einer
zur Versorgungssicherheit einer ganzen
Region wesentlichen Verkehrsverbindung kommt.
anwaltsanwärter in der Kanzlei Wolf
Theiss Rechtsanwälte GmbH & Co KG,
1010 Wien
RA Priv.-Doz. DDr. Christian F. Schneider,
bpv Hügel Rechtsanwälte,
Wien/Mödling/Brüssel
Beiträge in „Energierecht auf den
Punkt“ stellen ausschließlich die Sicht
der Autoren dar und repräsentieren
nicht notwendigerweise die
Meinung von Oesterreichs Energie.
Information und Kontakt:
Dr. Christian Peter
ch.peter@oesterreichsenergie.at
KOMMENTAR
35
Kommentar
von Dr. Christof Zernatto
Es läuft nicht alles falsch bei den
dynamischen Veränderungen der
europäischen Stromwelt, aber vieles
läuft nicht richtig. Das dokumentierte
aktuell die Interessenvertretung der
europäischen E-Wirtschaft, Eurelectric.
Eigentlich sollte man glauben, dass die
Zukunftsenergie Strom ständig auf dem
Vormarsch ist, tatsächlich war die
Nachfrage in Nord- und Zentraleuropa
2013 kaum anders als zehn Jahre davor.
Lediglich in Osteuropa zeigten sich
Erholungstendenzen. Insgesamt sinkt
die Nachfrage der Industrie, der
Strombedarf der Haushalte wächst –
nicht gerade erbaulich, wenn man
industrielle Aktivität mit neuen
Arbeitsplätzen gleichsetzt.
54 Prozent des europäischen Stroms
werden inzwischen – zu gleichen Teilen
– mit „Low-Carbon Technologies“
erzeugt, wobei Atomkraft gleichbleibend
bis sinkend ist und erneuerbare
Energien stark wachsen. 80 Prozent der
Investitionen in Erneuerbare werden
übrigens von Unternehmen der E-Wirtschaft getätigt. Über 70 Prozent der neu
installierten Kapazitäten sind im
Bereich der Erneuerbaren. Die Investitionen sind jedoch zurückgegangen. Von
2000 bis 2012 waren es europaweit
1,1 Bio. Euro, bis 2025 werden weitere
1,3 Bio. gebraucht, eine Summe, die aus
heutiger Sicht nicht aufzustellen ist.
Der steigende Anteil der Erneuerbaren
an der installierten Leistung wird
systemrelevant, aber auch eine Last:
In Dänemark betrug die Leistung der
installierten Windkraft etwa am
22. Oktober 2013 99 Prozent der
aktuellen Netzlast. Hier stellt sich die
Frage, wie stark müssen wir die Netze
ausbauen? Ist es besser, die Erneuer-
baren in Zukunft öfter abzuregeln, oder
sollen wir immer mehr und immer
stärkere Leitungen bauen?
Die fossilen Kraftwerke trifft jedenfalls
keine Schuld. Europaweit ging die
Stromproduktion aus fossilen Quellen
um acht Prozent zurück. Am stärksten
war der Einbruch bei flexiblen Gaskraftwerken mit minus vierzehn Prozent.
Kohle wird nur deshalb wichtiger, weil
gerade die Braunkohlekraftwerke bei
den niedrigen Marktpreisen für Strom
noch produzieren können. Und: Sie
Zeit für einen
Neustart
„drücken“ ihren Strom nicht in den
Markt. Dieser Strom wird nur produziert, weil er abgerufen wird, aufgrund
der Merit-Order-Liste der EEX, also weil
er nachgefragt wird.
Und noch etwas zu den Preisen: Zwischen 2008 und 2012 sanken die Kosten
für den Energieanteil und die Lieferung
von Strom europaweit im Schnitt um vier
Prozent für Haushaltskunden und um
zehn Prozent für Industriekunden.
Steuern und Abgaben auf Strom
hingegen legten zwischen 31 und 109
Prozent zu. Das schließt den Kreis, den
wir bei der fehlenden Investitionskraft
begonnen haben. Es ist Zeit für einen
Neustart. Ob das über die Energieunion erfolgen kann oder über eine
weniger ausufernde Regulierung, das
ist noch offen.  Dr. Christof Zernatto
Sprecher des Forums
Versorgungssicherheit
36
WIRTSCHAFT
Kurzmeldungen Wirtschaft
Andritz liefert
Gezeitenkraftwerk
Andritz hat als Teil eines Konsortiums
einen Großauftrag in Wales erhalten
und liefert die elektromechanische Ausrüstung für das weltweit erste Gezeitenlagunen-Wasserkraftwerksprojekt.
Das Ausschreibungsvolumen für das
Konsortium betrage rund 400 Mio. Euro,
davon entfielen auf Andritz Hydro etwa
250 Mio. Euro.
Foto: Andritz
Das Inkrafttreten des Hauptauftrags
für die Lieferung der elektromechanischen Ausrüstung ist im Laufe des
heurigen Jahres geplant, der Start des
kommerziellen Betriebs für 2019. Das
Gezeitenkraftwerk – das durch Ebbe
und Flut angetrieben wird – soll mit
einer Leistung von 320 MW Strom für
155.000 Haushalte liefern.
E-Wirtschaft für gemeinsame Strompreiszone
Eine Erhaltung der gemeinsamen Preiszone für Strom im Norden und im Süden
Deutschlands inklusive Österreichs liegt
im Interesse einer sicheren und wirtschaftlichen Stromversorgung in Österreich. Das bestätigt die aktuelle Studie
der Beratungsgesellschaft Consentec.
Demnach würde eine Aufteilung des
deutschen Strommarkts die Stromkosten
in den betroffenen Regionen insgesamt
um 100 Mio. Euro jährlich steigen lassen.
Oesterreichs Energie tritt für eine
vollständige Marktintegration und die
Vollendung eines europaweiten Strombinnenmarktes ein. „Die österreichische
E-Wirtschaft ist davon überzeugt, dass
eine Aufteilung der österreichisch-deutschen Preiszone die Etablierung eines
europäischen Strombinnenmarktes
erheblich verlangsamen, die Markteffizienz, den Wettbewerb und die Liquidität verringern sowie letztlich höhere
Preise nach sich ziehen würde“, erklärte
Barbara Schmidt, Generalsekretärin
von Oesterreichs Energie. Für einen
optimalen Nutzen aus der gemeinsamen
Preiszone für Deutschland und Österreich ist ein Ausbau der Übertragungsnetze, insbesondere in Deutschland, die
einzig richtige Lösung.
EFD verdiente 2014 mehr
Der französische Energiekonzern EDF hat im vergangenen Jahr wegen einer überraschend starken Leistung seiner Atomkraftwerke mehr verdient. Der Gewinn erhöhte
sich um 5,2 Prozent auf 3,7 Mrd. Euro. Heuer soll das operative Ergebnis ohne Übernahmen und sonstige Sonderfaktoren um bis zu drei Prozent zulegen. Der Konzern will
zudem noch 2015 eine Entscheidung zum fast 22 Mrd. Euro schweren Projekt Hinkley
Point treffen. Die Gespräche mit den Partnern – den chinesischen Atomkonzernen CGN
und CNNC sowie der französischen Areva – dazu liefen, sagte Konzernchef JeanBernard Levy. In dem britischen Ort sollen zwei neue Atomkraftwerke gebaut werden.
E.ON verkauft Solarkraftwerke in Italien
Deutschlands größter Energieversorger
E.ON kommt beim Verkauf seines
Italien-Geschäfts voran. Der Konzern
verständigte sich auf die Abgabe seiner
dortigen Solarkraftwerke. Käufer der
sieben Kraftwerke mit einer Kapazität
von 49 MW ist der italienische Finanzinvestor F2i SGR.
E.ON hatte seine Aktivitäten in Italien
vor rund einem Jahr auf die Verkaufsliste gesetzt. Nachdem eine Veräußerung als Ganzes scheiterte, versucht
der Konzern, die Tochter in Einzelteilen
loszuwerden. Im Jänner vereinbarte
E.ON bereits mit der tschechischen
Energetický a Pr myslový Holding einen
Verkauf der konventionellen Kraftwerke
mit einer Gesamtleistung von 4500 MW.
Apple investiert
in Solarstrom
Apple investiert 850 Mio. Dollar in
eine Solaranlage in Kalifornien. Der
iPhone-Hersteller schloss dazu eine
langfristige Vereinbarung mit dem
US-Unternehmen First Solar. Das Kraftwerk solle so viel Strom produzieren, wie
der nahe gelegene Hauptsitz in Cupertino
sowie 60.000 Eigenheime verbrauchen.
First Solar stellt Solarmodule her. Mit
dem Bau der Anlage solle Mitte 2015
begonnen werden. Ende 2016 solle sie
fertiggestellt sein. Apple will den Strom
25 Jahre lang abnehmen. Das Solarzellen-Feld solle genug Strom für das neue
Hauptquartier in Cupertino sowie alle
Apple Stores in Kalifornien und die restlichen Büros der Firma in dem US-Staat
produzieren.
37
Foto: Siemens
WIRTSCHAFT
Windräder in Europa im Aufwind
Europa hat auch 2014 wieder mehr
Windräder bekommen. Die installierte
Leistung legte im Vorjahr um 11.791
MW auf 128.751 MW zu. Damit hat
die Windkraft einen Anteil von 14,1
Prozent am europäischen Energiemix.
Gas und Kohle sind nach wie vor die
wichtigsten Energiequellen. Gas ist in
den vergangenen Jahren sogar noch
bedeutender geworden, geht aus den
aktuell präsentierten Zahlen der euro-
päischen Windkraftvereinigung EWEA
hervor. Während im Jahr 2000 17 Prozent der Energie aus Gaskraftwerken
gewonnen wurden, waren es im Vorjahr
22 Prozent. Der Kohleanteil ging hingegen von 24 auf 18 Prozent zurück.
Der Wasserkraftanteil schrumpfte von
21 auf knapp 16 Prozent.
In Österreich wurden voriges Jahr
411,2 MW installiert. Österreich ver-
fügt nun über 2095 MW an installierter
Windkraftleistung, Ende 2013 waren es
1684 MW. Die allermeisten Windräder
stehen mit einer Leistung von fast
23.000 MW in Spanien. Großbritannien,
Italien, Schweden, Portugal und Polen
setzen ebenfalls stark auf Windräder.
Die meisten Windräder haben Deutschland und Großbritannien errichtet,
gefolgt von Schweden und Frankreich.
Elektroautos kommen
langsam in Fahrt
„Diese geringe Durchdringung liegt vor allem an fehlender
Lade-Infrastruktur“, erklärte Acea-Präsident Carlos
Ghosn. Insgesamt blicke sein Verband mit „vorsichtigem
Optimismus“ auf das laufende Jahr. Für 2015 erwartet
die Organisation ein deutlich langsameres Wachstum von
ungefähr zwei Prozent. Damit bewegt man sich auf eine
Gesamtzahl von dreizehn Mio. Fahrzeugen zu.
Foto: Klimafonds
Immer mehr Europäer steigen auf Elektroautos um, insgesamt bleibt deren Anteil aber niedrig. So wurden im vergangenen Jahr 37 Prozent mehr Elektroautos zugelassen
als noch 2013, teilte der europäische Automobilverband
Acea in Brüssel mit. Die Gesamtzahl von 75.331 Wagen
mache aber nur einen Marktanteil von 0,6 Prozent aus.
Foto: Fotolia/monropic
38
WIRTSCHAFT
WIRTSCHAFT
39
Warten auf
bessere Zeiten
Derzeit liegen Investitionen in europäische Energieprojekte vielerorts
auf Eis. Sowohl Betreiber als auch Investoren üben angesichts großer
Umwälzungen in der Branche Zurückhaltung. Währenddessen zeigen
neue Geschäftsmodelle, wohin die Reise geht.
Von Gerlinde Maschler
W
ir haben derzeit keine Investments in österreichische
Energieunternehmen und haben uns auch bei den meisten
deutschen Versorgern zurückgezogen. Auf Grund der Energiewende leidet die Profitabilität stark, und der Atomausstieg
bringt große Investitionsunsicherheit mit sich. In Österreich sehen wir dieses Thema nicht so kritisch, weil hier das
Thema Kernenergie wegfällt. Hier sehen wir aber strukturelle
Ertragsrisiken wie manche Fehlinvestitionen und das politische Risiko. Grundsätzlich werden Energieunternehmen aber
als sichere Investments gesehen, insbesondere bei Anleihen
aufgrund der öffentlich-rechtlichen Eigentümerstruktur.
Dementsprechend sind die Renditen auch sehr niedrig – aus
unserer Sicht zu niedrig.“
Das Statement von Eric Janca, Senior Portfoliomanager der
Hypo Capital Management, bringt die Stimmung unter den
institutionellen Investoren umfassend auf den Punkt: Mitten
in der Energiewende sind Anleihen- und Aktieninvestments
in die europäische Energiebranche derzeit – von einigen Ausnahmen abgesehen – alles andere als der absolute Renner.
Analog zum Gesamtmarkt haben in diesem äußerst schwierigen Umfeld die Aktien der beiden österreichischen Versorgerwerte Verbund und EVN im letzten Jahr einiges an
Wert verloren (siehe Grafiken). Abwarten, heißt die Devise,
sagt Teresa Schinwald, Wertpapieranalystin der Raiffeisen
Centro Bank: „Investoren ziehen sich sukzessive aus Projekten zurück. Erst höhere Strompreise würden wieder eine
Wende bringen. Doch dafür ist derzeit viel zu viel Strom
am Markt, und ich fürchte, daran wird sich in den nächsten
zwei bis drei Jahren nichts ändern.“ Diese Prognose hält
auch Verbund-Chef Wolfgang Anzengruber für realistisch.
Im Vorfeld des „Aus“ für deutsche AKW bis 2022 werden die
Preise wieder anziehen, sagte er anlässlich einer Finanzbranche-Veranstaltung.
Zur Zeit befinden sich die Strompreise im Sinkflug: Die Notierungen sind in den letzten fünf Jahren um rund 50 Prozent
zurückgegangen, was enormen Druck auf die Bilanzen und
Erträge der E-Unternehmen erzeugt. Und noch aus einem
anderen Grund sieht etwa Florian Hauer, der bei der Kepler
Fonds AG für das Management des „Öko-Energie-Fonds“
zuständig ist, in den derzeitigen Entwicklungen eine große
Brisanz: „Die europäische Energiebranche ist aktuell in einer
sehr schwierigen Phase. Vor allem die niedrigen Preise für
CO2-Zertifikate führen zu unerwünschten Tendenzen, wie
etwa den Bau neuer Kohlekraftwerke.“ Der Preisverfall ging
so weit, dass sich die EU-Politik im Vorjahr veranlasst sah, im
Zuge des so genannten „Backloadings“ sogar Zertifikate vom
Markt zu nehmen.
Neue Geschäftsmodelle
Eine anhaltende Preisstabilisierung dieser Emissionsrechte
würde unmittelbar auf den Strompreis wirken und könnte
daher den kontinentaleuropäischen Versorgerunternehmen
nur Recht sein. Dennoch treibt so manchem das Wort „Politik“
40
WIRTSCHAFT
die Schweißperlen auf die Stirn: Die Hals über Kopf ausgerufene Energiewende in Deutschland nach dem Atomunfall von
Fukushima war der endgültige Auslöser für die anhaltenden
Marktverwerfungen, jetzt muss man alte Geschäftsmodelle
überprüfen, eine Konsolidierung ist unausweichlich.
›Es ist eine Herausforderung,
für Wasserkraftprojekte
Geld aufzustellen.‹
Markantestes Beispiel ist der deutsche Energieriese E.ON, der
vor wenigen Wochen seine neue Konzernstrategie präsentiert
hat: E.ON konzentriert sich künftig auf erneuerbare Energien,
Energienetze und Kundenlösungen und spaltet die Mehrheit
an einer neuen, börsennotierten Gesellschaft für konventionelle Erzeugung, globalen Energiehandel und Exploration
und Produktion ab. „Das ist wie die Abspaltung einer ,Bad
Bank´ wo die riskanten Assets geparkt werden. Sozusagen die
guten ins Töpfchen, die schlechten ins Kröpfchen“, schildert
Schinwald plakativ, und sie prognostiziert, dass E.ON nicht
das letzte Beispiel dafür sein wird, dass in der Branche kein
Stein auf dem anderen bleibt.
Im dramatisch veränderten Energiemarkt müssen deshalb
auch die österreichischen Energieunternehmen ihre Unternehmensstrategien überdenken: So hat der Verbund-Konzern
beschlossen, nach einer geografischem Bereinigung und dem
Ausstieg aus der thermischen Erzeugung außerhalb Österreichs seinen Fokus künftig auf CO2-freie Energiequellen
wie Wasser und Windkraft sowie Energiedienstleistungen
zu legen. Passend zu den neuen Leitthemen Nachhaltigkeit
und Umweltfreundlichkeit hat das Unternehmen im letzten
November einen so genannten „Green Bond“ mit einer Laufzeit von zehn Jahren, einem Volumen von 500 Mio. Euro und
einem Kupon von 1,5 Prozent erfolgreich am Kapitalmarkt
platziert. Der Emissionserlös wird ausschließlich in Energieeffizienzmaßnahmen in österreichischen Wasserkraftwerken
sowie in erneuerbare Energieprojekte in Österreich und
Deutschland im Bereich Windkraft gesteckt werden. Dass
die von der Nachhaltigkeitsagentur oekom research geprüfte
Anleihe bei der Emission gleich dreifach überzeichnet war,
untermauert die Haltung der institutionellen Marktteilnehmer: Was das Etikett „umweltfreundlich” trägt, wird sehr
gut angenommen, alles andere wird mehr oder weniger nicht
goutiert. Dieses Bild bestätigen auch die bei der Europäischen Investitionsbank (EIB) – die Europas Infrastruktur mit
begünstigten Darlehen unterstützt – eingereichten Projekte
aus Österreich: Zwei Drittel davon (Darlehen: 850 Mio. Euro)
kommen aus dem Bereich der Erneuerbaren.
Langfristige Perspektive
Obwohl Wasserkraft als „grüne Energie“ gilt, bleibt es allerdings eine Herausforderung, für den Bau von Wasserkraftprojekten Geld aufzustellen. Denn diese werden nicht wie
Wind-, Solar- oder Fotovoltaikanlagen gefördert. Jüngstes
Beispiel: die geplante Staustufe Graz-Puntigam an der Mur,
ein Gemeinschaftsprojekt von Verbund und der steirischen
Energie Steiermark AG . Obwohl sämtliche Baubescheide seit
fast einem Jahr rechtskräftig sind, wurde die Wirtschaftlichkeit des Projekts vom Energie Steiermark AG -Aufsichtsrat
mehrfach hinterfragt, und es scheint derzeit noch nicht endgültig klar zu sein, mit welchen Investoren der Bau umgesetzt
wird. Sprecher Urs Harnik gibt sich jedoch optimistisch:
„Wir sehen Signale von privaten und institutionellen Investoren. Es könnte ein Modell für Kleinanleger, aber auch eine
Lösung für eine neue Form von Partnerschaften geben.“ Den
Befund, dass die unsichere Marktsituation mit den tiefen
Strompreisen potenzielle Investoren abschrecken könnte, teilt
Harnik nicht: „Nicht die aktuelle Situation ist maßgeblich,
sondern die langfristige Perspektive.“
›In Großbritannien und Übersee gibt
es einen funktionierender Markt
für Großprojekte.‹
Angesichts der marktbedingten Unsicherheiten, der stockenden Investitionslust und des großen Nachholbedarfs,
der in den nächsten Jahren in der Branche entstehen wird,
lässt manchen einen Blick auf Vorbilder wie Großbritannien, Australien oder die USA werfen. Dort sind die meisten
Unternehmen der Elektrizitäts- und Gasversorgung privatisiert, sodass über Jahrzehnte ein funktionierender Markt
für Großprojekte entstanden ist, seien es öffentlich-private
(Private Public Partnership, PPP) oder rein private.
In Österreich fehlen bislang für passende Produkte die
Spielregeln, erklärt dazu Arnd Münker, Leiter des Group
Asset Managements der UNIQA-Versicherung: „Die Finanzierung von Infrastructure Debt ist bisher historisch bedingt
ein reines Bankenthema. Durch die Änderungen, die sich
aus Basel III für Banken und Solvency II für Versicherungen
(Anm.: beide Regelwerke betreffen die Eigenmittelausstattung) ergeben, beginnt nunmehr jedoch die Suche nach neuen
Finanzierungs- und Beteiligungslösungen. Dafür braucht es
für institutionelle Investoren einen klar definierten regulatorischen Rahmen, der den Geschäftsmodellen von Versicherungen und Pensionskassen gerecht wird. Viele institutionelle
Investoren denken über Investments nach, bisher ist aber
noch nicht viel geschehen.“
ENERGIETRENDS
41
Kommentar
von Uwe Fischer
Smart Homes, in denen die unterschiedlichsten Elektrogeräte miteinander
vernetzt sind, sind längst nicht mehr
nur ein Spielplatz reicher Technik-Freaks, sondern haben spätestens
seit dem Einstieg von AVM und Devolo
auch in den Massenmarkt Einzug
gehalten. Mit simplen Adaptern, die in
die Steckdose gesteckt werden, lassen
sich Licht und Heizung zeitgesteuert
ein- und ausschalten, aus der Ferne mit
dem Handy kontrollieren. Per Fingertipp
oder Mausklick kann man von praktisch
jedem Ort der Welt aus in Sekundenbruchteilen feststellen, wie warm es
daheim im Wohnzimmer gerade ist, und
natürlich lässt sich auch der Stromverbrauch auf diese Weise ganz leicht
kontrollieren und eruieren, wo Energie
eingespart werden kann.
Die elektronischen Komponenten, die
diese Aufgabe übernehmen, kosten
heute nur noch einen Pappenstiel,
praktisch jedem Hersteller steht es
offen, diese Schaltkreise mit einem
minimalen Aufwand direkt in seine
Geräte zu integrieren und somit die
Heimvernetzung noch komfortabler
zu machen.
Damit alles so einfach läuft, wie es sich
der Konsument erwartet, ist freilich
eine entsprechend ausgereifte Software
notwendig. Derzeit schmiedet noch jeder
Anbieter seine eigenen Benutzerschnittstellen, was die tatsächlichen Verknüpfungsmöglichkeiten von Geräten
verschiedener Hersteller ziemlich
einschränkt.
Das österreichische Start-up-Unternehmen Flatout Technologies will
diesem Dilemma nun ein Ende setzen:
Mit der „FlatCloud“ will der in Wien
ansässige Betrieb das Smart Home „as a
service“, also als Dienstleistung,
anbieten. Die Sensoren und Aktoren der
unterschiedlichen Geräte kommunizieren über ein Gateway mit einem
Rechenzentrum, so dass sich der
Endverbraucher nicht mit Softwareupdates, Kompatibilitätsproblemen,
Systemabstürzen und ähnlichen
Lästigkeiten auseinandersetzen muss.
Der User kann das komplette System
bequem über ein Handy, ein Tablet oder
einen PC kontrollieren. Jede einzelne
Lampe in jedem Raum lässt sich auf
In der
FlatCloud
Wunsch ebenso einfach in das Smart
Home einbinden wie elektrisch gesteuerte Jalousien und Heizkörper, Bewegungsmelder und Geräte der
Unterhaltungselektronik.
Das intelligente Verbinden von Dingen
soll mehr Komfort in unser Leben
bringen, lautet die Devise von Flatout
Technologies. Die Anlage kann etwa so
konfiguriert werden, dass sie automatisch erkennt, ob sich noch Personen im
Haus befinden — ist niemand daheim,
werden automatisch alle Lichter abgedreht, Jalousien geschlossen. Und: Sagt
der Wetterbericht Regen an, bleibt das
automatische Gießsystem abgeschaltet.
Bis vor Kurzem war das „Internet der
Dinge“ noch eine Zukunftsvision, jetzt
ist sie Wirklichkeit geworden. Und dabei
stehen wir in der Entwicklung noch
ganz am Anfang.  Uwe Fischer
Redaktionsbüro und
Multimedia-Agentur Binatang,
www.binatang.at
Foto: Siemens
42
WIRTSCHAFT
WIRTSCHAFT
43
Perspektiven der
KWK in Österreich
Am 25. Februar 2015 veranstaltete Oesterreichs Energie in Brüssel einen
Event im Rahmen einer Energiekonferenz der EU-Kommission, bei dem
sowohl die europäische als auch die spezifische österreichische Situation
der Kraft-Wärme-Kopplung im Zentrum standen.
Von Ralf Pastleitner und Marcus Koepp *)
E
nde Februar fand die erste Konferenz der EU-Kommission zum Thema „Heating and Cooling in the Energy Transition“ in Brüssel statt. Oesterreichs Energie war mit einer
eigenen Veranstaltung „Local Best Practices of Secure and
Low-Carbon Heat: CHP as a Pathway to 2030“ in das Programm der Kommission eingebunden. Mehr als 50 hochrangige Gäste aus Politik, Wirtschaft und den EU-Institutionen
folgten dabei den Vorträgen und einer angeregten Debatte.
Der langjährige Europaparlamentarier Paul Rübig, Mitglied
im Ausschuss für Industrie, Forschung und Energie des Europäischen Parlaments, hielt die Keynote Speech und ging unter
anderem auf die aktuelle Debatte zu den Klimazielen 2020
und 2030 ein.
teme auf Basis der Kraft-Wärme-Kopplung-(KWK)-Technologie sichergestellt werden, sagte er.
Die Leiterin der Abteilung für Erzeugung und Energiepolitik beim europäischen Energiedachverband Eurelectric,
Anne-Malorie Géron, stellte wiederum die Rolle der KWK
bei der Energiewende ins Zentrum ihrer Ausführungen. Aus
Sicht von Eurelectric sei es besonders wichtig, „Strommärkte
dahingehend weiterzuentwickeln, dass dadurch ein flexibleres Energiesystem angereizt wird“. Es müsse ein politischer
Rahmen erstellt werden, der CO2-Emissionen in allen Bereichen reduzieren helfe, so auch im Wärmebereich. Schließlich
solle auch das EU-Emissionshandelssystem dahingehend
gestärkt werden, dass auch energieeffizienten KWK-Anlagen
ein besseres Marktumfeld geboten werden kann.
Lokale Infrastrukturinvestitionen notwendig
Er sprach dabei die wichtige Rolle der Wärmeversorgung für
die europäischen Energieverbraucher im urbanen Bereich an
und wies in diesem Zusammenhang auf die Notwendigkeit
lokaler Infrastrukturinvestitionen hin, die eine nachhaltige
Energieversorgung sicherstellen könnten und gleichzeitig
die europäische Wirtschaft mit den dringend erforderlichen
Wachstumsimpulsen versehen sollten. Gerade der steigende
Bedarf an Diversifizierung, Flexibilisierung und Sicherheit
des europäischen Energiesystems könne auch durch den
wichtigen Beitrag effizienter Fernwärme- und Fernkältesys-
Netznutzungsabgabe beseitigen
Felix Widmayer, Bereichsleiter strategische Energiewirtschaft
bei der Wien Energie GmbH, präsentierte in der Folge Fallbeispiele und Best Practices aus Österreich für eine integrierte
und zukunftssichere urbane Energieversorgung.
Die KWK-Technologie solle verstärkt in lokale und nationale
Klimaschutz- und Energieprogramme integriert werden, da
KWK-Anlagen einen nicht unwesentlichen Teil zur Treibhaus-
44
WIRTSCHAFT
gasreduktion leisten könnten, führte Widmayer aus. Sein Blick Österreich heute und auch langfristig eine wichtige Rolle in
auf die aktuelle wirtschaftliche Situation der KWK-Anlagen
deren Energie- und Klimaschutzkonzepten.
in Österreich und das diesbezüglich äußerst herausfordernde
Umfeld mündete in der Vorstellung möglicher zukünftiger
Lösungsansätze: eine zeitlich begrenzte finanzielle UnterstütInstallierte Leistung
zung des österreichischen KWK-Bestands, die Beseitigung
Bruttostromerzeugung
2012 [GW]
2012 [TWh]
der so genannten „G-Charge“, der von Stromversorgern zu
72,2
Installierte
Leistung
in
GW
entrichtenden Netznutzungsabgabe oder eine weitgehende
KWK-Anlagen
Integration erneuerbarer Energien in den Markt.
16,1
Fossil
23,2
In der Podiumsdiskussion waren sich die Diskutanten
dann
21,0
20,7
jedenfalls einig, dass die KWK-Technologie aufgrund ihrer
7,3
7,1
zahlreichen Vorteile für alle Bereiche der aktuellen
europäischen Energiestrategie (CO2-Reduktion, Energieeffizienz,
Versorgungssicherheit) eine wichtige Rolle im
5,4
5,4 bestehenden
und einem weiterentwickelten zukünftigen Energiesystem
1,0
1,0
0,6
0,6
5,2
spielen müsse, wofür es jedoch zusätzlicher energiepoliti6,7
scher Schritte auf nationaler und auf EU-Ebene
bedarf. 6,8
2008
Marco Wünsch, Prognos AG-Projektmanager,
stellte dann 2009
die vergleichende Studie seines Institutes zur Situation
von KWK-Anlagen in Deutschland und Österreich vor und
verdeutlichte anhand verschiedener Szenarien die dringende
Notwendigkeit politischer und wirtschaftlicher Maßnahmen.
Die Studie mit dem Titel „Perspektiven der öffentlichen KraftWärme/Kälte-Kopplung (KWKK) in Österreich“ hatte Prognos
im Vorjahr im Auftrag von Oesterreichs Energie erstellt und
dabei die aktuelle Situation sowie die Zukunftschancen der
KWK in Österreich untersucht.
›Es muss ein politischer Rahmen
erstellt werden, der CO2-Emissionen
reduzieren hilft.‹
22,6
7,821,4
5,5
1,6
0,6
1,2
0,6
6,6
7,8
7,5
6,6
7,7
5,4
Quelle: E-Control, Daten für 2012
2012
Quelle: E-Control, Daten für 2012
1,1
0,6
5,4
5,4
Biogen und
sonstige
Sonstige
Erneuerbare
Laufwasserkraft
Speicherwasserkraft
5,8
Bereits heute sparen die österreichischen KWK-Anlagen
gegenüber einer ungekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung
große Mengen CO2 ein und reduzieren gleichzeitig Luftschadstoffemissionen (NOX, CXHY, CO, SO2, Staub und Feinstaub) in
einem vor allem für Ballungsräume wesentlichen Ausmaß. Die
Nutzung von Fernwärme und die effiziente gekoppelte Stromund Wärmeerzeugung spielen deshalb in vielen Gemeinden in
31,5
7,8
2,6
5,4
18,2
16,6
5,5
2012
1,6
0,6
6,6
© 2014 Prognos AG
Langfristig große Erzeugungspotenziale
83%
7,7
7,7
6,8
2010
2011
2012
Auch in
einem zunehmend
von fluktuierenden
erneuerbaren
Energien geprägten gemeinsamen Stromsystem von Österreich und Deutschland besteht langfristig ein großes Potenzial für die gekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme.
Die KWK-Stromerzeugung könnte in Österreich sogar noch
deutlich gesteigert werden – ohne Beeinträchtigung des
weiteren Ausbaus der erneuerbaren Energien. Die KWK ist
flexibel genug, Strom immer nur dann ins Netz einzuspeisen,
wenn die Erneuerbaren den Strombedarf nicht allein decken
können. Wesentliche Grundvoraussetzung hierfür ist die
Nutzung von Wärmespeichern zur Flexibilisierung der Stromund Wärmeerzeugung an allen KWK-Standorten. Die jeweils
höheren Potenziale in der folgenden Abbildung ergeben sich
aus einer Flexibilisierung des Strommarkts insgesamt.
Technisches Stromerzeugungspotenzial in KWK-Anlagen in Österreich bei
Referenzwärmeentwicklung [TWh]
mit Wärmespeicher (Fall 1)
Das Resümee vorneweg: Die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) ist
eine wichtige Technologie zur Reduktion von CO2-Emissionen
und für den Ressourcen- und Umweltschutz. Heute erzeugen
österreichische KWK-Anlagen rund 18 TWh Strom und 30
TWh Wärme. Aus Gründen der Netzstabilität und Flexibilität
ist die innerstädtische KWK in Ballungsräumen essenziell für
die Versorgungssicherheit.
23,2
30
26
mit erhöhter Flexibilität (Fall 2)
28
28
25
25
Stromerzeugung in
KWK-Anlagen 2012
28
24
28
27
24
22
18,2
2012
2015
2020
2030
2040
2050
Quelle: Prognos AG, 2014
© 2014 Prognos AG
Die große Bedeutung der KWK für die österreichische Klimapolitik zeigt sich im Verhältnis der eingesparten Emissionen zu den heute von Österreich insgesamt emittierten
68 Mio. t CO2: Selbst in dem für KWK anspruchsvollen
Vergleich mit den Emissionen eines neuen Gaskraftwerks
3
WIRTSCHAFT
ergeben sich für das KWK-System bei einer Ausschöpfung
des Stromerzeugungspotenzials auch langfristig jährliche
CO2-Einsparungen von rund sechs Mio. t. Noch positiver fällt
der realistische Vergleich mit den vermiedenen Emissionen
der durch die österreichische KWK verdrängten konventionellen Stromerzeugung aus. Der konventionelle Strommix
im gemeinsamen Strommarkt Österreichs und Deutschlands
wird von deutschen Kohlekraftwerken dominiert und weist
hohe Emissionen auf. Deshalb ergibt dieser Vergleich für die
österreichische KWK eine CO2-Einsparung von zwischen rund
zwölf und 19 Mio. t. Darüber hinaus vermeidet die Nutzung
der Fernwärme auch langfristig erhebliche Luftschadstoffemissionen, die bei einer ungekoppelten Erzeugung in dezentralen Heizungsanlagen entstehen würden.
dem Weg von der KWK-Anlage zum Endkunden zusätzliche
Kosten für das Netz und den Vertrieb anfallen. Die Höhe der
Wärmeerlöse variiert durch den kostenoptimierten Betrieb
des jeweiligen KWK-Systems, bestehend aus KWK-Anlage,
Spitzenlastkessel und gegebenenfalls sonstiger Abwärmenutzung. In den Berechnungen wurde deshalb die Spannbreite
möglicher Wärmeerlöse verwendet.
Preise für Strom, Gas und CO2
88
66
30
Peakload Futures €/MWh
Baseload Futures €/MWh
Gas (Import D) €/MWh (Ho)
Gas (Import D) Futures €/MWh (Ho)
CO2-Zertifikate €/t
CO2-Zertifikate Futures €/t
55
28
30
26
22
13
14
12
2009
2010
2011
Strommix AT/DE und dezentrale Wärmeerzeugung
49
43
20
17
53
38
29
2008
51
44
27
Neues Gaskraftwerk und dezentrale Wärmeerzeugung
16,5
Preiserwartungen an der Börse EEX
Strom Baseload €/MWh
61
51
CO2-Einsparungen der KWK-Anlagen in Österreich [Mio. t/a]
- Vergleich mit ungekoppelter Erzeugung von Strom und Wärme (Fall 1)
Historische Preise
Strom Peakload €/MWh
Gasbezug Kraftwerke (Ö) €/MWh (Ho)
39
19,5
45
32
29
31
43
42
41
41
42
43
34
33
32
32
33
34
24
25
25
26
26
26
29
7
4
2012
2013
2014
6
6
6
7
7
7
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Quelle: : E-Control 2014 (Basis Mischpreis Industriegas mit an Kraftwerksbezug angepassten Transportkosten, ohne Erdgassteuer), EEX 2014 (Strom, Gas(D), CO2)
15,5
14,6
14,0
Quelle: E-Control 2014 (Basis Mischpreis Industriegas mit an Kraftwerksbezug angepassten Transportkosten, ohne Erdgassteuer),
EEX 2014 (Strom, Gas, CO2)
© 2014 Prognos AG
14,1
5
11,8
5,8
5,9
6,1
6,0
6,1
5,7
4,3
2012
2015
2020
2025
2030
2040
2050
Quelle: Prognos AG, 2014
© 2014 Prognos AG
Die betriebswirtschaftliche Analyse ergab für größere GasKWK-Anlagen, dass Bestandsanlagen im Jahr 2013 ihre
Fixkosten selbst dann nicht decken konnten, wenn sie die
Obergrenze der möglichen Wärmeerlöse erzielten. Diesen
Anlagen, die den Großteil der Gas-KWK in Österreichs Fernwärmeversorgung ausmachen, droht aus betriebswirtschaftlicher Sicht die kurzfristige Stilllegung.
4
Problem: Wirtschaftlichkeit
Sinkende Strompreise in Europa stellen konventionelle Kraftwerke insgesamt und damit auch die KWK in Österreich vor
große wirtschaftliche Probleme. Besonders stark sind von
dieser Entwicklung Gaskraftwerke betroffen, da die Gaspreise weiterhin hoch sind.
Die möglichen Erlöse der KWK-Anlagen am Strommarkt sind
gering, zusätzliche Erlöse am Wärmemarkt sind im Wettbewerb mit anderen Heizungssystemen in der Regel nicht
zu erzielen. Deshalb erwirtschafteten die KWK-Anlagen in
Österreich in den letzten Jahren Verluste, die von den meist
kommunalen Betreibern ausgeglichen werden mussten.
Unter den gegenwärtigen Rahmenbedingungen sind die
in den Klimaschutzkonzepten gewünschte Errichtung und
auch der Betrieb von Neuanlagen oder die Modernisierung
von Gas-KWK-Anlagen wirtschaftlich nicht darstellbar. Die
temporäre Stilllegung des hocheffizienten Gas-KWKNeubaukraftwerks Mellach verdeutlicht die Dringlichkeit
des Problems.
DB 2 österreichischer KWK-Anlagen mit
Untergrenze Wärmeerlös (20 €/MWh)*
DB 2 österreichischer KWK-Anlagen mit
Obergrenze Wärmeerlös (43-47 €/MWh)*
120
120
Spezifische Darstellung, bezogen auf die
installierte elektrische KWK-Leistung [€/kW,a]
100
GuD 100 MW
80
Für die kommenden Jahre werden europaweit weiter sinkende
Strompreise am Strommarkt erwartet, eine Verbesserung der
Kosten-Erlös-Situation für die österreichische Gas-KWK in
Fernwärmesystemen ist deshalb unwahrscheinlich.
Wärmeerlöse stellen für KWK-Anlagen neben den Stromerlösen die zweite wichtige Einnahmequelle dar. Sie sind deutlich niedriger als die Endkundenpreise für Fernwärme, da auf
GuD 450 MW
Spezifische Darstellung, bezogen auf die
installierte elektrische KWK-Leistung [€/kW,a]
100
60
40
40
20
20
0
0
-20
-20
-40
-40
-60
2008
2009
2010
2011
2012
2013
* Die Untergrenze bilden am Strommarkt entgangene Erlöse
aufgrund der etwas geringeren Stromerzeugung im KWK-Betrieb
Quelle: Prognos AG, 2014
GuD 100 MW
80
60
-60
2008
2009
2010
2011
GuD 450 MW
2012
2013
* Die Obergrenze bilden die Grenzkosten einer alternativen
Wärmeerzeugung im Spitzenlast-Gaskessel
© 2014 Prognos AG
6
46
WIRTSCHAFT
Für einen kostendeckenden Betrieb und somit für den Erhalt
der KWK müssten die bei den Gas-KWK-Anlagen entstehenden Fehlbeträge ausgeglichen werden. Berechnungen im
Rahmen dieser Studie ergaben für den Gas-KWK-Bestand
bei niedrigen Wärmeerlösen (Untergrenze) Fehlbeträge
zwischen 17 Euro (GuD 100 MW) und 26 Euro (GuD 450 MW)
pro MWh erzeugten KWK-Stroms.
Bei hohen Wärmeerlösen (Obergrenze) waren es im Jahr
2013 für beide Anlagentypen rund zwei Euro. Deutlich
höhere Fehlbeträge ergeben sich für Gas-KWK-Anlagen in
der Fernwärmeversorgung, die noch einen Kapitaldienst
leisten, also für neu errichtete oder modernisierte Anlagen.
Hier erreichen die Fehlbeträge für die Beispielanlagen eine
Spanne von 34 bis 72 Euro/MWh Strom. Die alternative
Finanzierung eines Neubaus über höhere Wärmeerlöse ist in
der Fernwärmeversorgung nicht möglich, sie erfordert mit
über 100 Euro/MWh Wärme mehr als das Doppelte der heute
gültigen Obergrenze.
Bei kleineren Gas-KWK-Anlagen (Blockheizkraftwerke, BHKW)
in Österreichs Fernwärmesystemen stellt sich die Wirtschaftlichkeit sogar noch ungünstiger dar. Deutlich wirtschaftlicher
ist die KWK hingegen in der Objektversorgung, da hier keine
oder deutlich geringere Kosten für das Wärmenetz anfallen.
Auch geförderte Biomasse-KWK-Anlagen können unter günstigen Bedingungen wirtschaftlich betrieben werden.
Sicherung der KWK in Österreich
Die österreichische KWK steht im Wettbewerb mit anderen
konventionellen Kraftwerken in Europa. Der Vergleich mit
Deutschland ergab, dass die dortigen KWK-Anlagen im
gemeinsamen Strommarkt wegen der höheren Förderung
derzeit bessergestellt sind. Hinzu kommt, dass Kraftwerksbetreiber in Deutschland im Gegensatz zu ihren österreichischen Wettbewerbern keine Entgelte für die Einspeisung ins
Stromnetz (G-Komponente) zahlen. Sie erhalten stattdessen
Gutschriften für vermiedene Netznutzungsentgelte, wenn sie
ihren Strom unterhalb der Hochspannungsebene einspeisen.
Die wirtschaftliche Situation konventioneller Kraftwerke
hat sich in Mitteleuropa in den letzten Jahren insgesamt so
stark verschlechtert, dass einige Länder, wie etwa Spanien,
Portugal, Schweden, Frankreich und Italien, den für die
Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit und die Integration der erneuerbaren Energien notwendigen konventionellen Kraftwerkspark bereits durch kapazitätssichernde
Mechanismen unterstützen und so drohende Stilllegungen
vermeiden. In vielen anderen Ländern sind solche Mechanismen entweder bereits im Gesetzgebungsverfahren oder
stehen auf der politischen Agenda. Die Einführung solcher
Maßnahmen ist in Österreich nicht geplant.
KWK unterstützen und entlasten
Der Erhalt der österreichischen KWK muss deshalb kurzfristig durch andere Unterstützungsmaßnahmen bzw. Entlastungen gesichert werden. Nur so können die ermittelten
Potenziale in Österreich gesichert bzw. erschlossen werden,
damit die KWK auch langfristig als umweltfreundliche
Erzeugungsoption zur Verfügung steht.
Mit dem im Sommer 2014 beschlossenen „Energieeffizienzpaket des Bundes“ wurde bei der österreichischen KWK-Förderung der richtige Weg eingeschlagen. Es enthält mit dem
neuen KWK-Punkte-Gesetz (KPG) und den Novellierungen
des KWK-Gesetzes (KWKG) und des Wärme- und Kälteleitungsausbaugesetzes (WKLG) wichtige Verbesserungen und
eine Wiederaufnahme der Förderung für die KWK in Österreichs Fernwärmeversorgung.
Allerdings sollten die Fördervolumina überprüft und den
Bedürfnissen angepasst werden. Die Analyse der zu erwartenden Finanzströme des KPG ergab, dass das zu erwartende
Gesamtfördervolumen von jährlich rund 38 Mio. Euro für
die Bestandsicherung nicht ausreicht. Selbst bei den großen
modernen Gas-KWK-Anlagen liegt die ab 2015 zu erwartende Förderung um den Faktor vier unter deren tatsächlichem Bedarf.
Bei kleineren Anlagen ist dieser Faktor noch deutlich größer.
Die im KWKG für den Neubau und die Modernisierung von
KWK-Anlagen der Fernwärmeversorgung zur Verfügung
gestellte Summe von maximal fünf Mio. Euro pro Jahr ist
für den Neubau oder die Modernisierung größerer KWK-Anlagen deutlich zu knapp bemessen. Noch nicht absehbar ist
die Wirkung der gesicherten finanziellen Ausstattung des
WKLG auf den Ausbau der Netze.
Zur Person
Dipl.-Ing. Marcus Koepp*) ist Senior
Projektleiter in der Geschäftseinheit
„Wirtschaft, Energie & Infrastruktur“ der
Prognos AG. Nach einem Studium an der
TU Berlin kam er als Experte für die
technischen und wirtschaftlichen Aspekte
der Energieversorgung zur Prognos AG
nach Berlin.
KOMMENTAR
47
Kommentar
von Mag. Andreas Reiter
Veränderungen erfolgen meist in
Wellen. Jahrzehntelang hatte das
Größen-Paradigma die Wirtschaft
bestimmt: Es dominierten Konzerne
mit einem bunt gemischten Portfolio,
Riesen-Konglomerate trieben die
Konzentration immer weiter voran.
Diese Welle ebbt jedoch seit Längerem
wieder ab: Große Industrie-Konzerne
spalten Teile ab oder verkaufen
Geschäftseinheiten. „Fokussierung auf
wenige, aber zukunftsträchtige
Geschäftsfelder“ lautet allerorts der
strategische Imperativ.
Diese Entschlackung hat nicht nur
ökonomische Gründe, sie wird auch der
Dynamik der Märkte gerecht. Der
disruptive Wandel der digitalen
Ökonomie erfordert von Unternehmen
höchste Flexibilität und Wendigkeit. In
einer Zeit, in der das Internet der Dinge
(3-D-Drucker u.a.) das Ende der
Massenproduktion einläutet, in der
Produktion wie Dienstleistungen
immer stärker dezentralisiert und in
die Hände des Kunden gelegt werden,
müssen Unternehmen agiler werden.
Kleine strategische Einheiten sind in
einer Netz-Ökonomie naturgemäß
schlagkräftiger. Sie fokussieren ihre
Energie auf die drei Kernfragen: Worin
sind wir die Besten? Wie erzielen wir
höchste Profitabilität? Was ist unsere
Passion? So erzeugen sie unternehmerische Spitzenleistungen auf Dauer.
Auf dynamischen Märkten sind
Unternehmen erfolgreich, wenn sie sich
selbst zu Treibern des Wandels
machen. Dies erfordert eine bewegliche
Netzwerk-Kultur, in der die einzelnen
Unternehmenseinheiten, wie bei einem
Mobile miteinander verbunden, eine
Eigendynamik entwickeln. Wer diese
Marktlogik in eine neue dezentrale
Organisationslogik übersetzt, spielt
bravourös auf der Klaviatur der
Netz-Ökonomie.
 Mag. Andreas Reiter
ZTB Zukunftsbüro
a.reiter@ztb-zukunft.com
So beschränkt etwa der Gore-Tex-Hersteller „W. L. Gore & Associates“ die
Größe seiner Unternehmenseinheiten
Klein, wendig,
erfolgreich
auf jeweils rund 150 Mitarbeiter,
gemäß den Erkenntnissen von Robin
Dunbar. Der Anthropologe hatte einst
nachgewiesen, dass Menschen nur
begrenzt soziale Beziehungen (die
kognitive Obergrenze liegt bei 150
Personen) unterhalten können. Sobald
diese Zahl in einer Unternehmenseinheit überschritten wird, teilt sich W. L.
Gore, einer Amöbe gleich.
Damit beherzigt man auch eine
Grundvoraussetzung für widerstandsfähige Systeme. Die Widerstandskraft
eines Systems wächst nämlich mit der
Kleinteiligkeit der Organisation. Kleine
Organisationen können Veränderungen
effizient begegnen – wenn sie nicht
abgekapselt sind. Kleine strategische
Einheiten sind robuster gegenüber
Krisen und navigieren smarter durch
die Zeit der großen Transformation. 48
BRENNPUNKT EUROPA
Die europäische Energieunion: EU-Kommission veröffentlicht
Vision für die künftige Ausrichtung der EU-Energiepolitik
Ein Aktionsplan mit fünfzehn Handlungsfeldern legt
die politischen Prioritäten für die nächsten Jahre fest.
Von Ralf Pastleitner
Am 25. Februar 2015 hat die Europäische Kommission ihre lang erwartete
Mitteilung zur Energieunion vorgestellt. Diese Rahmenstrategie enthält
Maßnahmen in mehreren politischen
Bereichen für eine krisenfeste Energieunion mit einer zukunftsorientierten
Klimaschutzstrategie.
Als Teil des Pakets wurden am selben
Tag auch zwei weitere Mitteilungen
verabschiedet: Das „Paris-Protokoll –
eine Blaupause zur Bekämpfung des
globalen Klimawandels nach 2020“ und
die Mitteilung über die „Erreichung des
Stromverbundziels von zehn Prozent –
Vorbereitung des europäischen Stromnetzes auf 2020“.
Info
Dr. Ralf Pastleitner ist Leiter des
Brüsseler Büros von Oesterreichs
Energie und berichtet in dieser
Rubrik über die aktuellen Themen
aus der EU-Zentrale. Oesterreichs
Energie garantiert mit einem
starken Team und einer effizienten
Branchenvertretung in Brüssel,
dass die Stimme der österreichischen E-Wirtschaft in der EU gehört wird und Entscheidungen im
Sinne der Branche getroffen
werden.
Die Mitteilung zur Energieunion stützt
sich auf fünf Eckpfeiler, die eng miteinander verbunden sind:
tierungen von Kapazitätsmechanismen
zu vermeiden und Demand-ResponseMechanismen zu etablieren.
• Energiesicherheit, Solidarität
und Vertrauen;
• ein vollständig integrierter
Energiebinnenmarkt;
• Energieeffizienz als Beitrag zur
Senkung der Energienachfrage;
• Dekarbonisierung der Wirtschaft;
• Forschung, Innovation und
Wettbewerbsfähigkeit.
Die Kommission spricht im Zusammenhang mit dem Energiebinnenmarkt
auch das Thema Reduktion der Steuerbelastung auf Energie durch den
Staat an und ruft die Mitgliedstaaten
zur Überprüfung ihrer diesbezüglichen
nationalen Gesetzgebung auf.
Viele der angesprochenen Vorhaben
befinden sich zwar bereits in der Umsetzung oder Planung, dennoch sieht die
Kommission auch einige neue Schwerpunkte in ihrer Mitteilung vor. Diese
betreffen unter anderem die Weiterentwicklung des Energiebinnenmarktes.
So will die Kommission den durch das
Dritte Binnenmarktpaket etablierten
Regulierungsrahmen überprüfen und
unter anderem die Agentur für die
Zusammenarbeit der Energieregulatoren (ACER) sowie die Netzwerke der
Übertragungsnetzbetreiber für Strom
und Gas (ENTSO-E/G) deutlich stärken.
Außerdem will sie ein neues Strommarktdesign für Großhandels- und Endkundenmärkte schaffen, um erneuerbare
Energien besser zu integrieren, dem Binnenmarkt entgegenstehende Implemen-
Versorgungssicherheit im
Mittelpunkt
Ein weiterer Schwerpunkt der Unionsmitteilung ist die Versorgungssicherheit. Einerseits läuft bereits die
Überarbeitung der Gas-Versorgungssicherheitsverordnung, andererseits soll
im Jahr 2016 auch die entsprechende
Richtlinie im Strombereich adaptiert werden. Darüber hinaus soll die
Transparenz bei zwischenstaatlichen
Abkommen und kommerziellen Gaslieferverträgen erhöht werden, unter
anderem durch die Überarbeitung des
seit 2011 bestehenden Informationsmechanismus zu Abkommen zwischen
EU-Mitgliedstaaten und Drittstaaten.
Auch das Thema Solidarität in der
Krise wird von der EU-Kommission
BRENNPUNKT EUROPA
aufgegriffen. Hier stellt sich allerdings
die Frage nach einer marktgerechten
Abgeltung für Marktteilnehmer im
Falle von Strom- oder Gaslieferungen in
betroffene (Energie-)Krisengebiete der
Europäischen Union.
Was den geplanten verstärkten Ausbau
der heimischen Energie-Ressourcen
betrifft, so kann dies eine Chance für
die österreichische Ressource Wasserkraft bedeuten, die sowohl in die Kategorie erneuerbare Energien als auch
heimische Energiequellen fällt und
somit als ein verlässliches Instrument
zur zügigen Vollendung des Energiebinnenmarktes betrachtet werden kann,
das außerdem zur Verringerung der
Importabhängigkeit der EU beiträgt.
Die Kommission will jährlich einen
Bericht zum Stand der Energieunion vorlegen – erstmals am Jahresende 2015.
E-Wirtschaft unterstützt
Energieunion
Österreichs E-Wirtschaft unterstützt
die Pläne der EU-Kommission für eine
Energieunion. „Eine bessere Koordinierung der Energiepolitik ist wichtig
für die Vollendung des Energiebinnenmarkts und eröffnet zudem neue
Chancen für europaweite Lösungen in
einer Reihe von Problembereichen“,
erklärte Barbara Schmidt, Generalsekretärin von Oesterreichs Energie.
Zu den im Unionskonzept enthaltenen
Elementen zur Stärkung der Solidarität
und zur Steigerung der Transparenz
und Vergleichbarkeit der nationalen
Energiemärkte sagte Schmidt: „Oesterreichs Energie kann sich hier vor allem
dem klaren Bekenntnis zur Implementierung der Strombinnenmarkt-Richtlinie anschließen.“ Zugleich gilt es, die
Marktintegration der Erneuerbaren
voranzutreiben, Übertragungs- und
Verteilnetze zu stärken und Demandside-Management-Maßnahmen voranzubringen. Eine Regulierung der
Energiepreise führt aus Sicht von
Oesterreichs Energie zu Marktverzerrungen, weshalb man sich für einen
ungehinderten Stromaustausch und
die Aufrechterhaltung der derzeitigen
Preiszonen ausspricht.
Im Bereich der Energieeffizienz fordert
Oesterreichs Energie einen der Bedeutung des Elektrizitätssektors angemessenen und fachlich korrekten Zugang
zu wichtigen Fragen. Ein effizienter
Umgang mit Energie sei der Schlüssel
für eine nachhaltige Energiezukunft,
aus Sicht der E-Wirtschaft ist aber zu
49
berücksichtigen, dass nur rund
20 Prozent des Gesamtenergieverbrauchs auf Strom entfallen. Die
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) sollte
als wichtige Technologie zur Reduktion von CO2-Emissionen und für den
Ressourcen- und Umweltschutz anerkannt werden.
Notwendige Investitionssicherheit
In Fragen des Klimaschutzes plädiert
Österreichs E-Wirtschaft für eine
rasche Festlegung von ambitionierten
und zugleich realistischen Zielvorgaben
für die Energieversorgung bis 2030, um
Investitionssicherheit zu gewährleisten.
Oesterreichs Energie unterstützt das
übergeordnete Ziel einer Senkung der
CO2-Emissionen um 40 Prozent, wobei
ein auf EU-Ebene bindender Anteil
von Erneuerbaren und ein indikatives
Energieeffizienzziel weitere Säulen darstellen. Schmidt: „Klimaschutz braucht
aber auch eine stabile wirtschaftliche
Basis. Daher müssen die erneuerbaren
Energien möglichst rasch in den Markt
integriert werden, und die Wasserkraft
benötigt angepasste Rahmenbedingungen, damit die dringend notwendigen Investitionen hier auch getätigt
werden können.“
RÜCKBLICK
Fotos: Stadtwerke Bruck an der Mur
50
Stolzer E-Werk-Betriebsleiter 1927
Stadtwerke Bruck gestern ...
... und heute.
Serie: Energiegeschichte Teil 3
Mit Steirerkraft und
Vielseitigkeit
Bereits 1884 gab es in Bruck an der Mur eine öffentliche Trinkwasserversorgung, 1904
wurde das Wasserkraftwerk eröffnet. Die Stadtwerke Bruck an der Mur haben bewiesen,
dass man auch als regionaler Energieproduzent erfolgreich leben kann.
Von Harald Hornacek
E
ingebettet in die Mur, den wichtigsten Fluss der Steiermark, zeugt das Wasserkraftwerk von seiner Kraft: Hier verläuft die Lebensader einer ganzen Region – und das seit mehr
als 100 Jahren, denn 1904 wurde die Anlage auf der Murinsel
offiziell in Betrieb genommen. Am 23. August 1902 entschied
der Brucker Gemeinderat den Bau eines E-Werks – schon ein
Jahr danach wurde es Realität. Heute dauern solche Projekte
entschieden länger, ist man versucht anzufügen. Zu den Weihnachtstagen des Jahres 1903 aber hatten die Brucker erstmals
jeweils für eine Stunde elektrische Straßenbeleuchtung. „Vor
dem Kraftwerksbau gab es keine Elektrizität in der Region“,
erzählt Stadtwerke-Geschäftsführer Wolfgang Decker.
Und mit dem Mur-Werk wuchsen in und um Bruck herum
industrielle Produktion, Gewerbe, Handwerk und Wohlstand.
Die ersten Großkunden, die mit Strom beliefert wurden, waren
die Böhler-Werke und die Papierfabrik (heute Norske Skog),
beide nach wie vor bedeutende Arbeitgeber in der Region.
Mit dem Wasserkraftwerk wurde auch eine Weiterentwicklung der kommunalen Daseinsversorgung eingeleitet. 1922
gliederte man das E-Werk (gemeinsam mit Säge- und Wasserwerk sowie der Bestattung) aus der hoheitlichen Verwaltung
der Stadt in die „Städtischen Betriebe Bruck an der Mur“ ein.
1925 gab es dann allerdings ernste Probleme beim Mur-Kraftwerk: „Bei der Errichtung wurde schlechter Zement verwendet. Das führte dazu, dass ein Teil der Wehranlage durch
Hochwasser einstürzte“, so Decker, „man hat aus der Not eine
Tugend gemacht und bei der Reparatur einen fünften Generator installiert.“ Dieser nahm 1927 seinen Betrieb auf.
Ab 1940 trug das Unternehmen den Namen Stadtwerke Bruck
a. d. Mur. „Es war ein Glücksfall, dass das Kraftwerk den
Zweiten Weltkrieg unbeschadet überstanden hat“, schildert
Decker. Bis 1950 war die Region sogar energieautark. Erst
danach, durch die zunehmende Industrialisierung der Region,
musste man Strom zukaufen. „Heute decken wir ein Drittel
RÜCKBLICK
des Bedarfs durch Eigenproduktion, zwei Drittel beziehen wir
über unseren Verbund Energy Services in Graz“, sagt Decker.
1970 wurde das Kohlekraftwerk, bis dahin Back-up für die
Stromerzeugung, stillgelegt. Wolfgang Decker selbst kam 1982
zu den Stadtwerken, zunächst als Betriebsleiter, später wurde
er Geschäftsführer. Schon vor 30 Jahren stand eine Erweiterung der Erzeugungskapazität im Raum. „Wir mussten 1985
erkennen, dass weitere Baumängel aus der Entstehungszeit zu
korrigieren waren. Damals war auch die Frage Abbruch oder
Neubau ein Thema“, erinnert sich Decker, „aber wir können die
Fallhöhe nicht erweitern, und ein Neubau war und ist nicht
leistbar. Zudem steht das Kraftwerk unter Denkmalschutz.“
Die Stadt Bruck, meint Decker, sei jedenfalls immer vorbildlich zu ihren Stadtwerken gestanden. Das Unternehmen
wurde 2011 in eine Gesellschaft mit beschränkter Haftung
übergeführt, deren Gesellschafterin zu 100 Prozent die
Stadtgemeinde Bruck an der Mur ist. Die Stadtwerke Bruck
entwickelten sich zu einem vielseitigen, kompetenten und
verlässlichen Lieferanten und Dienstleister, aber an den
Gegebenheiten der internationalen Energiemärkte kommen
auch sie nicht vorbei.
Zu schaffen macht den Stadtwerken Bruck vor allem der
Strompreis – und ein fehlgeleitetes Förderregime. „Wir sehen
seit Jahren eine völlig falsche Förderpolitik“, kritisiert Decker,
„Fotovoltaik und Windkraft werden über Gebühr gestützt,
das kommt letzten Endes nur privaten Investoren zugute, die
damit gut verdienen. Wir hingegen werden ständig von der
E-Control gezwungen, die Preise weiter zu senken. Wir kaufen
aber über längere Zeiträume zu und können nicht einfach alle
paar Monate unsere Preise ändern.“
Ärger mit Gesetz und Förderregime
Auch mit dem Energieeffizienzgesetz (EEffG) ist Decker alles
andere als glücklich. „Die uns vorgeschriebenen Einsparungsmaßnahmen bedeuten umgerechnet, dass wir 83 Wohnungen
vom Netz nehmen müssen. Auf der anderen Seite ist für
Vereine in der Fußball-Bundesliga ab der Saison 2016/17 eine
Rasenheizung verpflichtend – dieser Energieaufwand kümmert offenbar niemanden“, schüttelt Decker den Kopf.
Auch auf die E-Control ist der Stadtwerke-Geschäftsführer nicht
gut zu sprechen. „Wir sind ein vertikal integriertes Unternehmen
und kämpfen seit fünf Jahren mit der E-Control um die Aufteilung und Zuordnung unserer Mitarbeiter.“ Durch die Vielfalt
der Betriebe wurden in Bruck, so Decker, im Gegensatz zu den
Landesgesellschaften, die nur mit der Sparte Strom zu tun
51
hatten, bessere Möglichkeiten für den Einsatz der Mitarbeiter
gewährleistet – gerade im Verteilnetz, das von der Personalseite
besonders kostenintensiv ist. Seit der Liberalisierung sei allerdings alles ganz anders, „wobei der Kampf mit der E-Control
bezüglich Aufteilung der Mitarbeiter im querintegrierten Unternehmen äußerst schwierig“ ist, wie Decker anmerkt. Und weil
der Geschäftsführer gerade dabei ist, seinen Unmut kundzutun,
weist er auch auf das Thema Ausgleichszahlungen hin. „Wir sind
Ausgleichszahler und müssen 2015 an die 400.000 Euro leisten.
Aber noch 2011 haben wir 127.000 Euro erhalten – jedes Jahr
kamen Belastungen dazu. Niemand kann mir schlüssig erklären,
wie das zustandekommt“, ärgert sich Decker.
Hemmschuh Bürokratie
An sich wären die Stadtwerke Bruck gut aufgestellt, ist Decker
überzeugt. „Wir sind ein regionales Dienstleistungsunternehmen mit Schwerpunkten in den Bereichen Energie, Trinkwasser, Handel, Service, Installationen, Reisen und Gesundheit.
Unsere Stärken sind Regionalität, Qualität und persönliche
Betreuung. Aber die Bürokratie bringt uns auf Dauer um.“
Der Aufwand für Gesetze und Dokumentationen habe längst
das erträgliche Maß überschritten. Als Beispiel nennt Decker
die Umstellung auf energieeffiziente Geräte im Zuge des
EEffG. „Wir unterstützen unsere Kunden gerne beim Umstieg
auf energiesparende Geräte. Aber wir müssen sie dazu vier
Zettel unterschreiben lassen. Wer will denn so einen Aufwand
treiben müssen? Über das Energieeffizienzgesetz kann man
sagen, dass man als Energieversorger machen kann, was man
will – es kostet das Unternehmen viel Geld.“
Und, so Decker weiter: „Wir sind für alle Maßnahmen, die dem
Umweltschutz dienen. Aber allein für den Bau unserer Fischaufstiegshilfe müssen wir mit drei Aufsichtsbehörden verhandeln
– das ist ein enormer Aufwand.“ Die Fischaufstiegshilfe schlägt
sich mit rund 250.000 Euro zu Buche. „Wenn wir solche Vorhaben künftig finanzieren wollen, brauchen wir eine verlässliche
Planung und keine Willkür, wie wir es derzeit von der E-Control
immer wieder erleben“, betont Decker.
Bleibt die Frage, wie es mit dem Herzstück, dem Wasserkraftwerk, weitergeht. „2017 steht die Verlängerung des Wasserrechts
an. Wir haben daher Analysen durchführen lassen, welche
Arbeiten auf uns zukommen werden“, erklärt Decker, „wir
müssen den Oberwasserkanal abdichten. Wir wollen die nötigen
Investitionen zeitgerecht tätigen.“ Eines steht freilich fest: Auch
wenn Decker zum Jahresende in den wohlverdienten Ruhestand gehen wird – „seine“ Stadtwerke Bruck soll es auch in den
nächsten 100 Jahren geben.
52
TECHNIK
Kurzmeldungen Technik
Solarflugzeug zu
Weltumrundung gestartet
Anfang März startete von Abu Dhabi aus
das Solarflugzeug Solar Impulse zu einer
Weltumrundung, die ohne Treibstoff, allein
mit Sonnenenergie, bewältigt wird.
Auf der 35.000 km umspannenden Flugroute werden sich die Piloten Bertrand
Piccard und Andre Borschberg im Cockpit
abwechseln. Dazu legt das Flugzeug auf
seinem Weg nach Osten von Abu Dhabi
in verschiedenen Städten wie Muskat in
Oman, Varanasi und Ahmedabad in Indien,
Mandalay in Myanmar, Chongqing und
Nanjing in China und Hawai, Phoenix und
New York in den Vereinigten Staaten einen
Zwischenstopp ein, bevor es auf seinem
Weg zurück den Atlantik überquert und
Mitte 2015 wieder in Abu Dhabi ankommt.
Neue Stromtrasse eingeweiht
Eine neue unterirdische Stromtrasse
zwischen Frankreich und Spanien wurde
Mitte Februar symbolisch eingeweiht.
An dem Festakt in der französischen
Pyrenäen-Stadt Montesquieu-des-Albères
nahmen Frankreichs Premierminister Manuel Valls und der spanische
Regierungschef Mariano Rajoy teil. Die
unterirdische Trasse hat eine Länge von
64 km und ist damit die längste ihrer Art
weltweit. Das 700-Mio.-Euro-Projekt hatte
eine Bauzeit von drei Jahren.
„nanoFlowcell AG“ stellt
E-Limousine vor
Das deutsche Bundeswirtschaftsministerium in Berlin hat einen SmartMeter-Eckpunkteplan vorgelegt. Wo
der Jahresstromverbrauch über 6000
kWh liegt, müssen die Geräte demnach
künftig eingebaut werden. Die meisten
Verbraucher sind somit von der geplanten Einbaupflicht ausgenommen: Ein
Durchschnittshaushalt in Deutschland
verbraucht laut Ministerium lediglich
3500 kWh Strom/Jahr.
Das Eckpunktepapier soll den Angaben
zufolge „verlässliche rechtliche Rahmenbedingungen“ für die neuen Stromzähler
schaffen. Ein wichtiger Aspekt ist laut
dem Ministerium der Datenschutz, der
durch Richtlinien des Bundesamts für
Sicherheit in der Informationstechnik
(BSI) gewährleistet werden soll. Ein
Verordnungsentwurf soll dem Bundeskabinett im Sommer 2015 vorgelegt werden.
Industrielle Produktion
von E-Auto-Batterien
Im industriellen Maßstab automobiltaugliche Lithium-Ionen-Batterien herzustellen – das könnte in Deutschland bald
möglich sein. Ein großer Schritt in diese
Richtung ist dabei dem Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung
Baden-Württemberg (ZSW) gelungen.
Auf einer fertiggestellten Forschungsproduktionslinie in Ulm hat das Institut als
Erstes seriennah Lithium-Ionen-Zellen
für Plug-in-Hybridautos produziert. Die
Kapazität der Zellen liegt bei 23 Ah und
damit auf gleichem Niveau wie kommerzielle Zellen aus Asien. Künftig soll sich
dieser Wert noch erhöhen.
Foto: nanoFlowcell AG
Foto: Solar Impulse
Eckpunkteplan für
Smart Meter fix
„Dieses Auto hat Power und ist
zugleich umweltfreundlich“, beschrieb
Nunzio La Vecchia, Chief Technical
Officer der nanoFlowcell AG, den
neuen QUANT F, der Anfang März
beim Genfer Auto-Salon 2015 seine
Weltpremiere feierte.
Die viersitzige e-Sportlimousine mit
nanoFlowcell Antriebstechnologie ist
die Weiterentwicklung des QUANT E
aus dem Jahre 2014, des ersten vom
TÜV zugelassenen Automobils mit
Flusszellenantrieb. „Der neue QUANT F
ist komplett reengineered. Mit
seinem neuentwickelten Zwei-GangAutomatikgetriebe, haben wir ein
neues Antriebssystem entwickelt, das
es so bislang noch nicht gab.“ Dieses
Getriebe wurde in Eigenentwicklung
speziell für die QUANT-Performance
mit nanoFlowcell entwickelt. Eine
Spitzengeschwindigkeit von über 300
km/h vollelektrisch mit nanoFlowcell®
Antriebstechnologie mit null schädlichen Emissionen rundet die Performancewerte ab. Die E-Limousine
überzeuge auch in der Reichweite,
sagt La Vecchia: „Mit dem 5,25 m
langen Sportwagen wird vollelektrisch
über 800 km gefahren.“
STANDARDISATION CORNER
53
Bedrohungen im IT-Bereich
durch Insider
„Wenn du deinen Feind und dich selber
kennst, brauchst du den Ausgang von
hundert Schlachten nicht zu fürchten“
(Sunzi, „Die Kunst des Krieges“).
Im Zuge von Risikoanalysen werden
Bedrohungspotenziale identifiziert, um
mögliche äußere und innere Störeinflüsse zu erkennen.
Bedrohungen durch Innentäter, sogenannte Insider, sind besonders schwer
zu verhindern, da gerade das eigene
Personal zur Erfüllung der Arbeit besondere Kenntnis und Rechte haben muss.
Bösartige Handlungen von Innentätern
sind auch oft nur schwer von gutartigen
Handlungen zu unterscheiden1. Es muss
auch nicht immer Vorsatz im Spiel sein.
Unter einem Insider wird eine Person
verstanden, die Zugriff auf vertrauliche
Daten oder IT-Bereiche hat. Zum Täter
wird diese Person, wenn dieser Zugriff
vorsätzlich ausgenutzt und dem Unternehmen damit Schaden zugefügt wird.
Ziel der meisten Insider ist es, entweder
einzelnen Individuen oder der Organisation in Teilen oder im Ganzen zu schaden.
Das Thema rund um die Bedrohung durch
Insider umfasst psychische, technische,
organisatorische und auch kontextabhängige Faktoren. Die CERT-Abteilung des
Software-Engineering-Institutes der
Carnegie Mellon University beschäftigt
sich mit dem Thema und stellt die Forschungsergebnisse online zur Verfügung2.
In Zuge der Analysen konnte anhand von
Modellen aufgezeigt werden, dass Spio-
nage und Sabotage durch Insider sehr
ähnlich sind. Folgende Erkenntnisse
wurden dabei gewonnen:
• Viele Insider zeigen ähnliche
Prädispositionen, welche die
Bereitschaft für böswilliges Handeln erhöhen.
• In den meisten Fällen sind ein-
schneidende Ereignisse, einschließ-
lich unbedachter organisatorischer Veränderungen, ein Nährboden für IT-Sabotage und Spionage.
• Oft setzen Insider kurz vor und
während der Tatzeit auffällige
Handlungen.
• Die technische Vorgehensweise von
vielen Innentätern hätte aufmerk-
samen Unternehmen auf geplante oder bereits begonnene böswillige Handlungen hinweisen können.
• In vielen Fällen ignorieren
Unternehmen Regelverstöße und versäumen es, diesen nachzugehen.
• Mangelnde physische und elektro-
nische Zugangskontrollen erleichtern Sabotage und Spionage.
Auslöser für Sabotage im eigenen
Unternehmen können mannigfaltig
und einzeln für sich gesehen unbedeutend sein. Die handelnden Personen
sind jedoch meist vorbelastet, und ihre
Rahmenbedingungen werden typischerweise von mehreren Seiten beeinflusst: Auffälligkeiten im persönlichen
Umfeld (aufwändiger Lebensstil, Sucht
und Abhängigkeit, Überschuldung,
familiäre Probleme), auffällige Neugier, Überschreitung von Zugriffsberechtigungen, Unzufriedenheit am
Arbeitsplatz, fehlende Identifikation
mit dem Unternehmen etc.
In der einschlägigen Literatur wird eine
Reihe von präventive Maßnahmen3,4
aufgelistet, um die Wahrscheinlichkeit
für Innentäter zu verringern:
• Richtlinien und Einschränkungen klar dokumentieren und konsequent verfolgen
• Probleme, Unklarheiten und Kritik aktiv wahrnehmen und aufarbeiten
• Identifikation mit dem Unternehmen erzeugen
• motivierendes Arbeitsumfeld schaffen
• sensibler Umgang mit belastenden Personalmaßnahmen
• Schulung der Vorgesetzten
• kontinuierliche Bewusstseinsbildung und Sensibilisierung aller
Mitarbeiter
• Sicherheitsüberprüfung von
Mitarbeitern für hochsensible Bereiche
Die DG Home veranstaltet zu dem Thema
Ende März einen eigenen Workshop.
Weiterführende Informationen erhalten
Sie bei:
Dipl.-Ing. Armin Selhofer, MSc
Oesterreichs Energie, Bereich Netze,
Tel.: +43 1/501 98-233
SI, Leitfaden Informationssicherheit, IT-Grundschutz
B
kompakt, http://www.bsi.bund.de/
http://resources.sei.cmu.edu/library/
3
Leitfaden: Maßnahmen gegen Eingriffe Unbefugter,
Störfall-Kommission des Bundesministeriums für
Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit,
http://www.kas-bmu.de/publikationen/sfk/sfk_gs_38.pdf
4
http://resources.sei.cmu.edu/asset_files/TechnicalReport/2012_005_001_34033.pdf
1
2
Foto: Klimafonds
54
TECHNIK
TECHNIK
55
Österreich –
Pilotregion für die
Energiezukunft
Unter dem Motto „Leitprojekte für Leitmärkte“ fördert
der Klimafonds die Entwicklung innovativer heimischer
Energietechnologien für den Weltmarkt und unterstützt
damit das Streben nach einer klimaschonenden Energieversorgung mit effizienter Ressourcennutzung. Von Peter Kudlicza
M
it der Stützung von Leitprojekten der Energietechnik
will der Klimafonds auch ein nachhaltiges Wachstum und die
Beschäftigung in Österreich stimulieren. Seit 2007 hat der
Fonds 97 Mio. Euro, also mehr als ein Drittel seines gesamten
Forschungsbudgets, in 36 Leitprojekte investiert. Jene aus
dem Förderprogramm „Energy Mission Austria“ wurden beim
Science Brunch „newton2“ präsentiert.
Die Kleinheit des heimischen Marktes eröffne unserem
Land die Chance, „uns als internationale Pilotregion für die
Energie­zukunft zu etablieren“, erklärte dabei Klima­fondsGeschäftsführerin Theresia Vogel. Im Mittelpunkt stehe die
technologische Realisierbarkeit von Systemlösungen mit
langfristiger Wachstumsperspektive. Leitprojekte bewirkten
„nationale und internationale Sichtbarkeit für österreichische
Technologien“ und böten den innovationsorientierten Unternehmen die Perspektive, mit Ihren Projekten zur Weltspitze
aufzuschließen. Ein Schwerpunkt der ersten Ausschreibung
des Förderprogramms „e!Missi0n+.at“ – die etwas kryptische
Abkürzung für „Energy Mission Austria“ – ist die Energiespeicherung; weitere Themen sind Fotovoltaik und Energieeffizienz.
Speichern im Untergrund
Die Umwandlung des aus Wind- und Sonnenenergie
gewonnen Stroms in ein Methan-Wasserstoff-Gemisch und
dessen Speicherung in einer ehemaligen natürlichen Erdgaslagerstätte wird gegenwärtig in Österreich erforscht: Die
Rohöl-Auf­suchungs AG (RAG) hat das Projekt „Underground
Sun Storage“ initiiert; Partner sind unter anderem die Montanuniversität Leoben, die Universität für Bodenkultur in
Wien (BOKU) und der Verbund.
Der Hintergrund: Stromgewinnung aus Sonnen- und Windenergie unterliegt nicht planbaren Schwankungen. Das
schließt eine nachfrageorientierte Produktion wie bei konventionellen Kraftwerken aus. Wenn die Stromproduktion
die Nachfrage übersteigt, muss der Überschuss gespeichert
werden. Beim fortschreitenden Ausbau der volatilen Energien
wird die Kapazität von Pumpspeicherkraftwerken in absehbarer Zeit nicht reichen.
Das gegenständliche Projekt baut auf der Power-to-Gas-Technologie zur Umwandlung überschüssiger elektrischer Energie
56
TECHNIK
in ein speicherbares Methan-Wasserstoff-Gemisch auf,
erforscht jedoch erstmals die Speicherfähigkeit von Wasserstoff als Beimengung zu Erdgas bzw. zu synthetischem
Methan in einer echten Lagerstätte, erläuterte Projektleiter
Stephan Bauer.
Gas lasse sich in der vorhandenen unter­irdischen Infrastruktur „sicher und un-sichtbar“ umweltfreundlich speichern; für eine „Wasserstofftoleranz“ gebe es hingegen noch
keine Untersuchungen – weder zu technischen noch zu wirtschaftlichen Aspekten.
Das Projekt gliedert sich in zehn Arbeitspakete. Untersucht
werden unter anderem die Dichtheit des Deckgebirges, mikrobielle Prozesse, die Stabilität der Erdgas-Wasserstoff-Mischung und die Beständigkeit der verwendeten Werkstoffe.
Die RAG will mit diesem Projekt nicht nur einen Versuch in
einem bestehenden Porenspeicher durchführen, sondern auch
allgemein die nachhaltige Nachnutzung natürlicher Lagerstätten zur Speicherung gasförmiger Energie demonstrieren,
erklärte Bauer und hob hervor, dass die Verbindung der
Strom- und Gasinfrastruktur mehr Flexibilität und Effizienz
im gesamten Energie­system bewirken könne.
Foto: RAG
Einsatz von Hochtemperatur-Dampfelektrolyse
Schematische Darstellung eines Porenspeichers.
Die Lösung des Problems der weder vorhersehbaren noch
planbaren Stromproduktion aus Wind- und Solarenergie
und der Speicherung von Überschussstrom mit Hilfe von
Wasserstoff ist ein „Thema mit Variationen“: Im Forschungsprojekt „Hydrocell“ untersucht die AVL List gemeinsam mit
Fraunhofer-Instituten, der Montanuniversität Leoben und
dem Metallwerk Plansee den Einsatz der Hochtemperatur-Dampfelektrolyse (SOEC) zur Wasserstoffherstellung – ein
Verfahren, das einen wesentlich höheren Wirkungsgrad und
niedrigere Kosten als konventionelle Technologien verspricht.
„Für alle Elektrolyse-Technologien und die damit verbundene chemische Speicherung von elektrischer Energie stellt
sich nicht die Frage, ob diese Technik in Zukunft auch noch
benötigt wird, sondern vielmehr, ob es allenfalls andere, noch
effizientere oder kostengünstigere Speicher- bzw. Umwandlungstechniken geben wird“, erklärte Projektleiter Richard
Schauperl. Aus Sicht des Projektkonsortiums sei die SOEC
eine der gegenwärtig effizientesten Umwandlungstechniken.
„Das Hauptmerkmal der SOEC ist, dass ein signifikanter Teil
der erforderlichen Reaktionsenergie in Form von Wärme
zugeführt werden kann – im Unterschied zur Niedertemperaturelektrolyse, wo dafür hochwertige elektrische Energie
herangezogen werden muss. Da Hochtemperatur-Elektrolysezellen bei Temperaturen zwischen 650 und 1000°C betrieben
werden, bestehe die Synergie, Abwärme von Kraftwerken oder
57
Foto: TU Wien
TECHNIK
Entwicklungsziele von Balanced Manufacturing (BaMa).
industriellen Prozessen als Wärmequelle des Elektrolysebetriebs zu nutzen.
Im gegenständlichen Projekt werden die Anforderungen an
eine großindustrielle SOEC-Anlage erfasst, alle Schlüsselkomponenten und schließlich ein komplettes Anlagenkonzept
entwickelt und am Prüfstand getestet. Zu Auswirkungen auf
die Wertschöpfung und die Beschäftigung im Bereich dieses
neuen Technologiefeldes ließen sich gegenwärtig noch keine
genauen Aussagen treffen, räumte Schauperl ein. Um diese
Potenziale quantifizieren und in der Folge fundiert bewerten
zu können, wird das Hydrocell-Projekt von einer ökonomischen Analyse begleitet.
Innovativer Sorptionsspeicher
Eine weitere Möglichkeit zur nahezu verlustfreien Langzeitspeicherung von Energie sind Sorptionsspeicher. Sie können
etwa im Sommer überschüssige Wärme aus Solaranlagen
aufnehmen und im Winter wieder abgeben. Im Rahmen des
Projeks „novelSORP“ der 4ward Energy Research GmbH mit
mehreren Partnern wird ein Konzept sowohl für Kurzzeitspeicher für multifunktionale Fassaden als auch für Langzeitspeicher zur Integration von Überschuss- und Solarwärme in ein
Wärmenetz entwickelt.
„Sorptionsspeichersysteme sind eine vielversprechende Technologie mit großem Potenzial zur Wärmespeicherung. Bisherige Forschungsarbeiten machen aber auch den umfassenden
Entwicklungsbedarf auf dem Weg zur Marktreife deutlich. Im
Fokus des Projekts novelSORP steht daher die Entwicklung
eines neuartigen Sorptions­wärmespeichersystems, mit dem
ein Technologiesprung in der Wärmespeicheranwendung
erzielt werden soll“, erklärte Projektleiter Matthias Theissing.
Nachteile bisheriger Sorptionsmaterialien seien vor allem
eine unzureichende Zyklenstabilität und hohe spezifische
Kosten. Auch erfolgreiche Nachweise der Einsatzfähigkeit in
Feldtests fehlten.
›Eine Möglichkeit zur nahezu verlustfreien Energie-Langzeitspeicherung
sind Sorptionsspeicher.‹
Entwicklungsziele von novelSORP seien daher die Entwicklung neuer, hochfunktioneller und kostengünstiger Sorptionsmaterialien sowie von innovativen Systemkomponenten,
der Nachweis der Einsatz­fähigkeit des Speichersystems im
Labor und die Demonstration in zwei Testbed-Anwendungen.
Theissing: „Übergeordnetes Ziel des Projekts ist es, österrei-
58
TECHNIK
Foto: AVL List
Mit der Hochtemperaturelektrolyse
ist die Langzeitspeicherung von
überschüssiger
Energie als Wasserstoff (H2) oder als
Synthetic Natural
Gas (SNG) im GWund TW-Bereich
möglich.
chisches Know-how in diesem Technologiefeld durch einen
Innovationssprung in der Wärmespeicheranwendung weiter
auszubauen.“
Unternehmen sehen daher ein großes Potenzial von CIGS-basierten Solarzellen und entwickeln neue Ansätze, um der
Technologie zum Durchbruch zu verhelfen.
Dünnschichtsolarmodule benötigen weniger Rohstoffe und
Energie und lassen sich somit kostengünstig fertigen. Sie
gelten daher als Hoffnungsträger für die Zukunft der Fotovoltaik. Die Eigenschaften flexibler Substrate ermöglichen, im
Gegensatz zu Glas, größere Freiheiten bei Form und Design
der Module.
Das Projekt „SynerCIS“, koordiniert von der Sunplugged
Solare Energiesysteme GmbH unter anderem mit Isovoltaic,
dem Austrian Institute of Technology (AIT) und der TU Wien,
umfasst alle technologischen Problembereiche entlang der
Wertschöpfungskette von der Herstellung bisher fehlender
Halbzeuge wie geeigneten Trägerfolien und Verkapselungsmaterialien über die Entwicklung von Anlagen für den
eigentlichen CIGS-Absorber, der Entwicklung von flexibel
fertigbaren Solarzellen und -modulen bis zur Evaluierung der
Technologien in neuen, bisher nicht realisierten Fotovoltaik­
applikationen österreichischer Hersteller.
›Erfolgversprechend: Dünnschic­htsolar­
module auf Basis einer Absorptionsschicht
aus Kupfer, Indium, Gallium und Selen.‹
Als besonders erfolgversprechend gelten Dünnschichtsolarmodule auf der Basis einer Absorptionsschicht aus
Kupfer, Indium, Gallium und Selen. Diese CIGS-Solarzellen
erreichen im Labor bereits Wirkungsgrade von knapp 21
Prozent, liegen damit nahezu im Bereich von kristallinen
Siliziumsolarzellen, haben ein gutes Diffuslichtverhalten
und erzielen hohe Energieerträge über den gesamten Tag.
Mehrere österreichische Forschungseinrichtungen und
Präzise Produktion
von Dünnschichtsolarmodulen
Sunplugged habe in einem Vorläuferprojekt ein Verfahren zur
maßgeschneiderten Produktion von Dünnschichtsolarmodulen entwickelt, berichtete Projektleiter Andreas Zimmermann. Damit ließen sich Größe, Form und Spannung eines
Solarmoduls über einen selektiven Laserprozess und damit
verknüpfte Druckprozesse definieren. Im SynerCIS-Projekt
TECHNIK
59
Foto: RAG
Das Prinzip der
unterirdischen
Speicherung
von Wind- und
Sonnenenergie.
werde diese Basisentwicklung vom Labor auf industrielles
Fertigungsniveau übertragen.
Zimmermann: „Am Ende des Projekts werden alle entwickelten Technologien demonstriert und auf ihre Anwendbarkeit, Energie- und Ressourceneffizienz hin evaluiert.“
Die PVP Products GmbH nutze die CIGS-Technologien
in einem gebäudeintegrierten Fotovoltaikmodul und die
SunnyBAG GmbH entwickle ein ergonomisch optimiertes
Solarladegerät. Beim Design würden diese beiden steirischen Unternehmen von der TU Wien durch Modellierung
und Simulation unterstützt; die Evaluierung der Demonstratoren übernimmt das AIT.
Eine Hürde auf dem Weg zur ressourceneffizienten Produktion war bislang die schwer abschätzbare Auswirkung auf
den wirtschaftlichen Erfolg des Betriebs. Das Forschungsprojekt „Balanced Manufacturing“ (BaMa) versucht nun erstmals
in Zusammenarbeit von universitären und industriellen
Partnern die Entwicklung einer ganzheitlichen Methodik der
Systemanalyse und einer Software-Kette zur Planung und
Steuerung des Energiebedarfs in der laufenden Produktion.
BaMa wird vom Institut für Fertigungstechnik und Hochleistungslasertechnik der TU Wien koordiniert; mitbeteiligt
sind unter anderem weitere TU-Institute, Wien Energie und
mehrere Industriepartner aus unterschiedlichen Produktionssparten wie Metallverarbeitung, Elektronik und Nahrungsmittel.
Forschungsfabrik zur Energieeffizienz
Ein knappes Drittel des österreichischen Energiebedarfs
entfällt auf die produzierende Industrie. Während die
beiden anderen großen Verbrauchergruppen – private
Haushalte und der Transportsektor – seit vielen Jahren
Energie immer effizienter nutzen, lenken erst in jüngerer
Zeit wirtschaftliche und soziale Rahmenbedingungen wie
steigende Energiekosten und wachsendes Bewusstsein für
ökologisch nachhaltige Konsumentscheidungen den Fokus
vieler Unternehmen verstärkt auf das nachhaltige Planen
und Betreiben ihrer Produktionsstandorte.
„Bei dem Energieeffizienzansatz nach Balanced Manufacturing wird der produzierende Betrieb in seiner Gesamtheit
betrachtet und sowohl Produktionssysteme, Logistikeinrichtungen, Gebäude als auch Energiesysteme in die Betrachtung
mit einbezogen“, berichtete Projektleiter Friedrich Bleicher.
Durch die breite Streuung der Anwendungsfelder soll sichergestellt werden, dass BaMa für eine Vielzahl von Abnehmern
anwendbare Lösungen bieten kann, um den Energiebedarf
mit Hilfe modernster Simulationstechnik zu analysieren, zu
prognostizieren und durch angepasste Betriebsführungsstrategien zu optimieren.
60
BLITZLICHTER
Blitzlichter
Johann Grünberger, langjähriger Vorstandschef der OÖ. Ferngas, hat nicht
nur maßgeblich zum Erfolg „seines“
Unternehmens beigetragen, sondern
auch die Integration in die Energie AG
im Rahmen der „Power Strategie 2020“
hervorragend mitgestaltet. Das betonten
Oberösterreichs Landeshauptmann
Josef Pühringer und Energie AG-General
Leo Windtner Ende Februar im Linzer
Power Tower bei der Verabschiedung
Grünbergers in den wohlverdienten
Ruhestand. Der studierte Rechtswissenschaftler war seit September 2002
Vorstand der OÖ. Ferngas AG und seit
Juli 2008 deren Vorstandsvorsitzender.
Windräder drehten sich
auf Hochtouren
Das stürmische Winterwetter hat
in Niederösterreich nicht nur Probleme mit sich gebracht hatte: „Als es
stürmte, drehten sich die Windräder
auf Hochtouren“, betont Georg Waldner,
Geschäftsführer der EVN Naturkraft.
Die vierzehn Windparks haben etwa – an
einem Tag – 4000 MWh Strom erzeugt,
was dem Jahresverbrauch von 1200
Haushalten entspricht.
Fotos: Energie AG
Würdigung für
Johann Grünberger
(v.l.n.r.): Energie AG-Finanzvorstand Dr. Andreas Kolar, Energie AG-Generaldirektor Dr. Leo Windtner,
Landeshauptmann Dr. Josef Pühringer, Energie AG-Technikvorstand Ing. DDr. Werner Steinecker.
Spatenstich für Kraftwerk Bad Goisern
Energie AG-Generaldirektor Leo
Windtner, Technik-Vorstand Werner
Steinecker, Finanz-Vorstand Andreas
Kolar sowie Oberösterreichs Landeshauptmann Josef Pühringer haben
Anfang Februar den Spatenstich für
das neue Wasserkraftwerk Bad Goi-
Mitarbeiter stehen unter
Strom und geben Gas
Die beiden Energie Burgenland-Tochterunternehmen Netz Burgenland Strom
und Netz Burgenland Erdgas setzen
auf eine Ausbildungsoffensive, um
Effizienz, Qualität und Sicherheit zu
erhöhen. In einem Pilotprojekt erhalten
24 Mitarbeiter der beiden Netzgesell-
Foto: Energie Burgenland
sern vorgenommen. Das Kraftwerk,
das im Herbst 2016 in Betrieb gehen
soll, wird Ökostrom für rund 3700
Haushalte erzeugen. Ab Herbst 2016
können dann jährlich etwa dreizehn
Mio. kWh Strom aus Wasserkraft
erzeugt werden.
(v.l.n.r.): Energie Burgenland-Personalchefin
Beate Pauer-Zinggl, Energie BurgenlandVorstandssprecher Mag. Michael Gerbavsits,
Peter Maier, BFI Burgenland.
schaften eine Facharbeiter-Intensivausbildung im Bereich „Elektro- und
Gebäudetechnik“ beziehungsweise
„Gas- und Sanitärtechnik“. „Bei positiven Erfahrungen mit diesem Pilotprojekt werden weitere Mitarbeiter die
Dual-Ausbildung absolvieren“, erklärt
Energie Burgenland-Vorstandssprecher Michael Gerbavsits. Durch einen
zusätzlichen Lehrabschluss werden
die Teilnehmer höher qualifiziert und
flexibler einsetzbar.
BLITZLICHTER
Tiwag präsentierte
Energieeffizienz-Paket
Sozialarbeiter zu
Energieberatern geschult
Die Tiwag setzt mit ihren jährlichen
Energieeffizienz-Paketen bewusst
Schwerpunkte zur Verbesserung der
Energieeffizienz in Tirol und wendet
hierfür beträchtliche Mittel auf. Das
Unternehmen wird daher auch 2015 in
Kooperation mit kommunalen Partnern
weitere Maßnahmen bei den Kunden
finanziell unterstützen. Insgesamt
werden Tiwag und Tinetz 2015 fast
4,1 Mio. Euro dafür auf. Das Paket 2015
beruht dabei auf den drei Säulen „Energieeffizienz & Bewusstseinsbildung“,
„E-Mobilität und Logistik“ sowie „Fotovoltaik und Solarthermie“.
EVN und Arbeiterkammer Niederösterreich (AKNÖ) bieten einkommensschwächeren Haushalten bereits seit dem
Herbst 2014 ein Energieeffizienz-Starterpaket an, mit dem jährlich bis zu
126 Euro eingespart werden können.
Nun wird ein neues Pilotprojekte
umgesetzt, bei dem Sozialarbeitern
der Umgang mit energieeffizienten
Maßnahmen beigebracht wird, damit
sie diese bei den Betroffenen anwenden
können. „30 Sozialarbeiter haben die
Schulungsveranstaltung bereits erfolgreich absolviert“, sagte EVN-Vorstandssprecher Peter Layr.
61
Hohe Auszeichnung
für Blitzforscher
Gerhard Diendorfer, Leiter des österreichischen Blitzortungssystems Austrian
Lightning Detection and Information
System (ALDIS) im Österreichischen
Verband für Elektrotechnik (OVE) hat
im Rahmen der Blitzschutzkonferenz
International Conference on Lightning
Protection in Shanghai den renommierten „Karl Berger Award“ erhalten.
Der nach dem Schweizer Blitzschutzpionier benannte Preis ist eine der
weltweit höchsten Auszeichnungen in
diesem Bereich.
Goldenes Ehrenzeichen für
Hans Zeinhofer
Fotos: Verbund
Für sein langjähriges Engagement rund
um Energieeffizienz und die Energiesparmesse Wels erhielt der Geschäftsführer des Energie AG-Vertriebs und der
Enamo, Hans Zeinhofer, das Goldene
Ehrenzeichen des Landes Oberösterreich.
Ihm sei es zu verdanken, dass Oberösterreich heute das Wärmepumpen-Land
Europas sei, betonte Landeshauptmann
Josef Pühringer und auch Energie
AG-Generaldirektor Leo Windtner hob
Zeinhofers Pionierarbeit und Anteil am
Erfolg der Energie AG hervor.
Pumpspeicherkraftwerk Reißeck II gestartet
ÖVGW mit
neuem Präsidium
Hoch über dem Kärntner Mölltal
ging Mitte Februar die Errichtung
des neuesten Pumpspeicherkraftwerks des Verbund-Konzerns, Reißeck II, in die Abschlussphase. Mit
dem neuen Pumpspeicherkraftwerk
Reißeck II werden die bisher hydraulisch getrennten Kraftwerkssysteme
Reißeck und Malta miteinander
Die Österreichische Vereinigung für das
Gas- und Wasserfach (ÖVGW) hat ein
neues Präsidium: Wolfgang Zerobin,
Betriebsvorstand des größten österreichischen Wasserversorgers, MA 31/Wiener
Wasser, ist neuer Präsident. Er war seit
2013 Vizepräsident. Neuer Vizepräsident
ist Manfred Pachernegg, Geschäftsführer
der Energienetze Steiermark.
verbunden, womit eine der größten
Wasserkraftwerksgruppen Europas
mit einer Turbinenleistung von mehr
als 1400 MW entsteht. Allein Reißeck
II kann über die beiden Pumpturbinen
mit einer Leistung von insgesamt 430
MW die Stromerzeugung von etwa 200
Windkraftanlagen speichern oder bei
Bedarf auf Knopfdruck bereitstellen.
62
VERANSTALTUNGEN
Veranstaltungen:
Oesterreichs
Energie Akademie
25. März 2015
Arbeitsvorbereitung und Asset
Management in den Zeiten der
Betriebskosteneffizienz
Eine Arbeitsvorbereitung liefert die konsequente Umsetzung der Vorgaben aus
dem Technischen Sicherheitsmanagement (TSM), dem Qualitätsmanagement
(QM) und liefert zudem die Basisgrundlagen für eine Kapazitäts-, Aufgabenund Einsatzsteuerung, z. B. für ein
Workforce Management (WFM) bzw. eine
Auftrags- und Einsatzsteuerung.
über zu ergreifende Maßnahmen für die
persönliche Sicherheit.
Unser Experte im Bereich Arbeitsvorbereitung, Asset Management und
Instandhaltung, Edgar von der Wehl,
beleuchtet in diesem Expertenworkshop die Zusammenhänge und Wechselwirkungen, zeigt Lösungswege auf
und macht Sie fit für die anstehenden
Aufgaben. Am Ende des Workshops
haben Sie sich umfassende Kenntnisse
über die „Werkzeuge“ der Arbeitsvorbereitung sowie über die Grundlagen des
Technischen Controllings und des Asset
Managements und dessen IT-technische
Umsetzung und Unterstützung angeeignet und können mögliche Lösungsansätze für Ihr Problemfeld identifizieren.
Innerhalb von 6 Monaten ab Veröffentlichung hat die Öffentlichkeit die Möglichkeit, Stellungnahmen dazu abzugeben.
Nutzen Sie die Zeit, und machen Sie sich
ein Bild bei unserer Fachtagung. Erfahren
Sie dabei alles über die wesentlichen
Inhalte des NGP aus Sicht der Politik, und
diskutieren Sie mit uns über die Standpunkte der E-Wirtschaft. Oesterreichs
Energie möchte mit dieser Veranstaltung
einen Beitrag zur Öffentlichkeitsbeteiligung leisten und den Entwurf des NGP
und die sich daraus ergebenden Fragen
aus der Sicht der Elektrizitätswirtschaft
zur Diskussion stellen.
08. April 2015
Sicherer Umgang mit elektrischen
Anlagen?
Seminar, Wien
Das Seminar bietet technischen Hintergrund und Vorführungen zur Bewusstmachung von Gefahren und Risiken im
Umgang mit elektrischen Anlagen sowie
09. April 2015
Der Entwurf zum 2. Nationalen
Gewässerbewirtschaftungsplan
NGP – Diskussion der E-Wirtschaft
Fachtagung, Wien
Anfang des Jahres 2015 wurde der Entwurf zum 2. Nationalen Gewässerbewirtschaftungsplan des Bundesministeriums
für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt
und Wasserwirtschaft veröffentlicht.
14. bis 15. April 2015
Fortbildungsseminar – ArbeitnehmerInnenschutz im EVU mit Schwerpunkt auf Büro und Verwaltung
Seminar, Salzburg
Dieses Seminar wendet sich an alle
Verantwortlichen und Beteiligten, die in
Elektrizitätsunternehmen mit Aufgaben
des ArbeitnehmerInnenschutzes im Büro-
und Verwaltungsbereich befasst sind. Im
Rahmen des Seminars können Sie sich
über die aktuelle Gesetzeslage informieren
und durch den Erfahrungsaustausch über
die Unternehmensgrenzen hinweg neue
Impulse für Ihre Tätigkeit mitnehmen.
21. bis 22. April 2015
Power Quality
Fachtagung, Graz
Die Rahmenbedingungen für die Versorgung mit elektrischem Strom sind einem
stetigen Veränderungsprozess unterworfen. Einerseits steigen die Anforderungen an das Netz, beispielsweise durch
die dezentrale Einspeisung, andererseits
ergeben sich Änderungen im regulatorischen sowie im normativen Bereich. Die
Veranstaltung stellt die einschlägige Entwicklung dar und die Zukunft in diesem
Bereich zur Diskussion.
28. bis 29. April 2015
Deeskalation im Kundenkontakt
Seminar, Wien
Viele Mitarbeiter und Mitarbeiterinnen
beschreiben eine Zunahme von Aggressivität und Gewaltbereitschaft im Kundenkontakt. Ziel dieses Seminars ist es,
Ihnen eine Einführung in die Themen
Security- und Konfliktmanagement in
Bedrohungssituationen zu geben und Sie
auf mögliche Szenarien vorzubereiten.
05. bis 07. Mai 2015
Schutztechnik
Seminar, Fuschl am See
Die Veranstaltung wendet sich an
Betriebstechniker im Allgemeinen sowie
VERANSTALTUNGEN
an alle jene Dienstnehmer eines Unternehmens, die im Kern- oder Randbereich ihres
Arbeitsgebietes mit Schutzfragen konfrontiert sind. Bei diesem Seminar werden theoretische Grundlagen der Schutztechnik
vermittelt sowie durch Gruppenarbeiten
und Übungen vertieft. Darüber hinaus ist
genügend Zeit für Diskussion und Erfahrungsaustausch vorgesehen.
20. Mai 2015
Elektrische Energietechnik für
NichttechnikerInnen
Seminar, Wien
Dieses Seminar vertieft Ihr Grundverständnis der wirtschaftlich-technischen Zusammenhänge im elektrischen
Energiesystem. Ausgehend von den
angegebenen Inhalten und unter
Berücksichtigung Ihrer Interessenfelder
soll sich ein praxisorientierter Seminartag entwickeln.
Ziel ist es, die Kommunikation und die
Zusammenarbeit zwischen Ihnen und
den TechnikerInnen in Ihrem Unternehmen effizienter zu gestalten.
02. bis 03. Juni 2015
Schneller und erfolgreicher in neue
Märkte – Lean Business Innovation
für die Energiewende
Seminar, Wien
In dem zweitägigen Workshop lernen
Sie eine neue Methodik kennen, mit
der Sie neue Geschäftsfelder deutlich
schneller, effizienter und erfolgreicher als mit den bisherigen Methoden
erschließen können. Der Ansatz
basiert auf international erfolgreichen
Methoden für Business Model Design
und Innovationsmanagement, adaptiert
für die spezifischen Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft.
Information und
Anmeldung:
Oesterreichs Energie Akademie,
Brahmsplatz 3, 1040 Wien
Tel.: +43 1/501 98-304,
Fax: +43 1/501 98-902
E-Mail: akademie@oesterreichsenergie.at,
www.akademie.oesterreichsenergie.at
63
Weitere
Branchentermine:
23. April 2015
femOVE – Smarte Zukunft im Zeichen der Verbindungen – von intelligenten Netzen & Netzwerken
Netzwerktreffen, Wien (A)
OVE Österreichischer Verband für
Elektrotechnik, Eschenbachgasse 9,
1010 Wien Tel.: +43 (01/587 63 73-0
Fax: +43 (0)1/370 58 06-370
E-Mail: ove@ove.at,
Internet: www.ove.at
Impressum
Herausgeber und Medieninhaber: Österreichs E-Wirtschaft, Brahmsplatz 3, A-1040 Wien, Telefon: +43 1/501 98-0, Telefax: +43 1/505 12 18, E-Mail: info@oesterreichsenergie.at, Internet:
www.oesterreichsenergie.at Redaktion: Ernst Brandstetter, Chefredakteur; Monika Bachhofer, Chefin vom Dienst Verleger: „Die Presse“ Verlags-Gesellschaft m.b.H. & Co KG, Hainburger
Straße 33, 1030 Wien, Telefon: +43 1/514 14-0, Telefax: +43 1/514 14-405 Anzeigen: Peter Syrch, DW 332, peter.syrch@diepresse.com; Elisabeth Samadinger-Regner, DW 281, elisabeth.
samadinger@diepresse.com | Anzeigentarif 2015 gültig ab 1. Jänner 2015, DVR: 0368491 Abonnement: Aboservice für Oesterreichs Energie, Telefon: +43 1/514 14-281, Telefax:+43 1 514
14-405; E-Mail: oesterreichsenergie@diepresse.com Preise: Abonnement: Inland: € 135,–, Ausland: € 171,–; Mitglieder Inland: € 83,–, Mitglieder Ausland: € 119,–; alle Preise inklusive
Mehrwertsteuer und Versandkosten. Abonnements, die nicht einen Monat vor Ablauf des Bezugsjahres storniert werden, laufen weiter. Projektleitung: Mag. Elisabeth Samadinger-Regner,
Die Presse Verlags-Gesellschaft m.b.H. & Co KG. Projektkoordination & Grafik: Styria Multi Media Corporate GmbH, Mag. Carmen Schlögl, Rosi Horvath, Jennifer Fiala Produktion: m4!
Mediendienstleistungs GmbH & Co KG, www.m-4.at Lektorat: www.onlinelektorat.at Druck: Druckhaus Thalerhof GesmbH, A-8073 Feldkirchen/Graz, Gmeinergasse 1–3, www.druckhaus.at
Copyright: Die Zeitschrift und alle in ihr enthaltenen Beitrage und Abbildungen sind urheberrechtlich geschützt. Eine Verwendung ohne Einwilligung der Redaktion ist nicht gestattet. Dies
gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mikroverfilmungen und die Einspeicherung und Verarbeitung in elektronischen Systemen. Texte: Im Sinne einer flüssigen Lesbarkeit
wird bei geschlechtsspezifischen Hinweisen in den Texten auf die Hinzufügung der jeweiligen weiblichen Formulierungen verzichtet. Alle personalen Begriffe sind jedoch geschlechtsneutral
gemeint, also weiblich und männlich zu lesen. Fremdbeiträge: Voraussetzung für die Einreichung eines Fachbeitragmanuskriptes an die Redaktion der Zeitschrift ist, dass die Arbeit weder in
derselben noch in einer anderen Sprache publiziert bzw. an anderer Stelle zur Publikation eingereicht wurde. Mit der Annahme und Veröffentlichung des Manuskriptes gehen alle Rechte an
den Herausgeber über. Kommentare und Fachbeiträge geben die Meinungen der jeweiligen Autoren wieder und müssen sich nicht mit der Ansicht der Redaktion decken. Entgeltliche
Einschaltungen sind als solche gekennzeichnet und liegen in der redaktionellen Verantwortung des Auftraggebers. Erscheinungsweise: zehnmal pro Jahr Grundlegende Richtung dieser
Zeitschrift: Wahrnehmung der gemeinsamen Interessen aller Mitglieder von Oesterreichs Energie. Offenlegung der Eigentumsverhältnisse nach dem Mediengesetz: Oesterreichs
Energie, Brahmsplatz 3, A-1040 Wien Verlags-, Erscheinungs- und Herstellungsort: Wien P.b.b. Verlagspostamt: A-8000 Graz Coverfoto: ABB AG
Benito Cicerelli
Key-Account-Manager
s auf
Besuchen Sie un
alle 2
der E-World in H
So einfach wie den Durchblick behalten:
die GVS Temperaturbindung.
Nichts ist unbeständiger als das Wetter. Damit Sie vor unvorhergesehenen Kälteeinbrüchen nicht zittern müssen, haben
wir uns etwas einfallen lassen: die GVS Temperaturbindung. Je nach Wetterlage errechnen wir für Sie die benötigte Erdgasmenge für den Folgetag – genau so viel, wie Sie brauchen. Der Einkaufs- bzw. Verkaufspreis wird zuvor mit Ihnen gemeinsam
vereinbart. So können Sie Mengen günstig beziehen, Restmengen komfortabel abbauen und behalten beim Preis immer den
Durchblick. Welche Überraschungen wir noch für Sie auf Lager haben?
Vereinbaren Sie einen Termin mit uns: +49 711 7812-1400