als Pdf - Oesterreichs Energie
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 · [email protected] 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 [email protected] 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 [email protected] 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: [email protected], 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: [email protected], 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: [email protected], 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, [email protected]; Elisabeth Samadinger-Regner, DW 281, elisabeth. [email protected] | 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: [email protected] 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. 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