Energiewirtschaft. Newsletter 2/2012. Veranstaltungen. 20. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft Mit Beiträgen von:

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1 Veranstaltungen Newsletter 2/2012 Energiewirtschaft. 20. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft 2013 Mit Beiträgen von: Die Energiewende absichern Michael Vassiliadis, Vorsitzender, IG BCE Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie ab Seite 3 Energiewende im Spannungsfeld von Markt und Versorgungssicherheit Dr. Norbert Schwieters, Partner/Energy Leader Deutschland, PWC AG WPG ab Seite 5 Die Energiewende braucht mehr Erdgas Rune Bjørnson, Senior Vice President, Natural Gas, Statoil Seite 7 Energiewende am Scheideweg Prof. Dr. Stephan Reimelt, President, CEO, GE Energy Germany Seite 8 Gas geben für die Energiewende Dr. Gerhard König, Sprecher der Geschäftsführung, WINGAS GmbH Seite 9 Industrial Smart Grids und Demand Side Management wichtige und vernachlässigte Problemlöser im Rahmen der Energiewende Dr. Christof Bauer, Director Chemical Energy Management, Evonik Industries AG ab Seite 11 Die Energiewende braucht mehr Europa Serge Colle, Geschäftsführer des Bereichs Energieversorgungswirtschaft, Accenture Seite 10 Quo vadis erneuerbare Energien? Dr. Hans Bünting, CEO, RWE Innogy GmbH Seite 13 Das Tempo des Netzausbaus bestimmt das Tempo der Energiewende Martin Fuchs, Vorsitzender der Geschäftsführung, Tennet TSO GmbH ab Seite 14 Keine Insellösungen EWE steuert integriert Dr. Heiko Sanders, Mitglied des Vorstandes, EWE AG Seite 16 Haupt-Sponsoren: Co-Sponsor: Konzeption und Organisation:

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3 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/ Die Energiewende absichern Michael Vassiliadis, Vorsitzender, IG BCE Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie Ob Unternehmen oder Privatverbraucher wir alle erwarten rund um die Uhr eine schwankungsfreie Stromversorgung, und das in jeder Lastsituation und zu jeder Jahreszeit. Eine sichere Versorgung mit Energie ist mittlerweile für Wirtschaft und Menschen von existenzieller Bedeutung geworden und wird in Deutschland quasi als selbstverständlich angesehen. Doch vor dem Hintergrund der Energiewende wird diese Selbstverständlichkeit zu einer immensen und in der Regel stark unterschätzten Herausforderung für Wirtschaft, Gesellschaft und Politik. Die Ethikkommission hat im vergangenen Jahr für die Energiewende klare Ziele genannt: Sicherheit, Umweltverträglichkeit, Sozialverträglichkeit und wettbewerbsfähige Preise. Erreicht werden soll sie durch den Verzicht auf die Kernenergie bis 2022, eine mittelfristig weitgehende Versorgung auf der Grundlage erneuerbarer Energien mit einer Brücke aus Kohle und Gas sowie einer ambitionierten Steigerung der Energieeffizienz. Sowohl Unternehmen als auch Bevölkerung tragen diese Energiewende mit, wie der im Juni 2012 von der IG BCE veröffentlichte Deutsche Energiekompass belegt. Gleichzeitig waren aber Firmen wie Bürgerinnen und Bürger der Meinung, dass die Politik zu wenig tut, um diese immense Aufgabe erfolgversprechend voran zu bringen und die Bedingungen für ihre Umsetzung zu schaffen. Nach den Beschlüssen der Bundesregierung soll die Stromerzeugung von heute noch rund 75 Prozent fossiler und kerntechnischer Erzeugung bis 2050 auf mindestens 80 Prozent erneuerbare Energien umgestellt werden. In einem wesentlich von Erneuerbaren geprägten Stromsystem geht es um einen optimierten Mix zwischen regelbaren und fluktuierenden, zentralen und dezentralen Energien sowie eine deutliche Erhöhung der Energieeffizienz. Voraussetzung eines so weitreichenden Ausbaus volatiler Erneuerbarer sind die Realisierung neuer Speichertechnologien, der Ausbau bewährter Speichertechnik wie Pumpspeicherwerke sowie die Einbeziehung der Verbraucher mittels Lastmanagement-Maßnahmen. Wie die notwendige Flexibilisierung des Elektrizitätsversorgungssystems bei Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit, der Wirtschaftlichkeit einschließlich der gerechten Verteilung der Mehrkosten und der Wettbewerbsfähigkeit des energieintensiven Industriestandorts und der Klimaschutzziele erreicht werden kann, wird im Zentrum der Diskussionen der kommenden Jahren stehen. Es geht um mehr als eine schnelle Marktintegration der Erneuerbaren in ein ansonsten unverändertes System. Mit der Energiewende wird die weitaus größere Frage eines neuen Strommarktdesigns aufgeworfen. Inhaltsverzeichnis: Die Energiewende absichern Michael Vassiliadis, Vorsitzender, IG BCE Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie... ab Seite 3 Energiewende im Spannungsfeld von Markt und Versorgungssicherheit Dr. Norbert Schwieters, Partner/Energy Leader Deutschland, PWC AG WPG... ab Seite 5 Teilnehmerstruktur der 19. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft Seite 6 Die Energiewende braucht mehr Erdgas Rune Bjørnson, Senior Vice President, Natural Gas, Statoil... Seite 7 Energiewende am Scheideweg Prof. Dr. Stephan Reimelt, President, CEO, GE Energy Germany... Seite 8 Gas geben für die Energiewende Dr. Gerhard König, Sprecher der Geschäftsführung, WINGAS GmbH... Seite 9 Die Energiewende braucht mehr Europa Serge Colle, Geschäftsführer des Bereichs Energieversorgungswirtschaft, Accenture... Seite 10 Industrial Smart Grids und Demand Side Management wichtige und vernachlässigte Problemlöser im Rahmen der Energiewende Dr. Christof Bauer, Director Chemical Energy Management, Evonik Industries AG...ab Seite 11 Quo vadis erneuerbare Energien? Dr. Hans Bünting, CEO, RWE Innogy GmbH... Seite 13 Das Tempo des Netzausbaus bestimmt das Tempo der Energiewende Martin Fuchs, Vorsitzender der Geschäftsführung, Tennet TSO GmbH... ab Seite 14 Keine Insellösungen EWE steuert integriert Dr. Heiko Sanders, Mitglied des Vorstandes, EWE AG... Seite 16 Programm zur 20. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft ab Seite 17 Sponsoren und Aussteller der 20. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft Seite 22 Aktive Teilnahme an die 20. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft Seite 23 Anmeldemöglichkeit zur 20. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft Seite 24

4 4 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/2012 Dieser mittelfristigen Anforderung stehen aktuell sichtbare Engpässe und Herausforderungen auf dem Elektrizitätsmarkt gegenüber. Im Winter 2011/2012 war die Situation in den Stromnetzen Deutschlands bereits sehr angespannt. Geplante Zubauten neuer Kraftwerke verzögern sich. Und schlimmer noch: Angesichts nicht wirtschaftlich auszulastender Kapazitäten kündigen Energieversorger Stilllegungen bestehender Kraftwerke an. Damit sinkt das gesicherte Leistungsangebot gefährlich ab. Auf Must-run-Anlagen sind insbesondere energieintensive Unternehmen jederzeit angewiesen. Folglich sind regulatorische und gesetzgeberische Maßnahmen gefordert, um Kraftwerksstilllegungen im Bereich der konventionellen Erzeugung entgegenzuwirken und zusätzliche Investitionsanreize für neue Kraftwerke zu schaffen. Die Bundesnetzagentur hat Mitte 2012 unter anderem kurzfristige Maßnahmen angeregt: Kontrahierung von Reservekraftwerken für den Winter 2012/2013, gasseitig verbesserte Einbindung systemrelevanter Kraftwerke über kurz- und mittelfristige Maßnahmen sowie regionale Anreize für Kraftwerksneubauten. Dazu müssen rechtzeitig Verträge zwischen Übertragungsnetz- und Kraftwerksbetreibern abgeschlossen sein, die genügend Sicherheit für den Verzicht auf Stilllegungen und die Bereitstellung ausreichender Kapazität bieten. Zur Schließung der mittelfristigen Investitionslücke werden aktuell Kapazitätsmechanismen diskutiert. Sie sind im Kern eine Weiterentwicklung heute bereits existierender Regelenergiemärkte auf längere Zeiträume. Im Rahmen von Kapazitätsmechanismen erhalten die Betreiber von Kraftwerken allein für die Bereitstellung und Vorhaltung der Erzeugungsleistung eine längerfristig gesicherte Vergütung. Im Ausland werden Kapazitätsinstrumente bereits angewandt, häufig um Defizite des Energy-Only-Markts zu begrenzen. In Deutschland ist es für die Auswahl der richtigen Instrumente wichtig, dass Politik präzisere Antworten zum Ablaufplan der Energiewende gibt. Wie sieht die Strategie für den Ausbau der Erneuerbaren und der Stromnetze, für den Neubau fossiler Kraftwerke und Speicher und anderer Herausforderungen kurz- und mittelfristig auf regionaler und gesamtstaatlicher Ebene aus? Es ist offensichtlich, dass der Staat bei der Energiewende eine aktivere Rolle einnehmen muss. Er ist verantwortlich für die Gewährleistung von Versorgungssicherheit, die Setzung verlässlicher und stabiler politischer Rahmenbedingungen und die Weiterentwicklung der bisherigen institutionellen Arrangements. Dabei wird es eine wesentliche Aufgabe sein, das EEG und das EnWG in ein in sich schlüssiges Energiesektorgesetz zu transformieren, ohne die ökonomische Leistungsfähigkeit vor allem der energieintensiven Unternehmen in Deutschland über die Maßen zu beanspruchen. Ansonsten fehlt nicht nur die volkswirtschaftlich erforderliche Wertschöpfung zur Umgestaltung des Energiesystems. Es kann auch nur mit den von diesen Unternehmen und ihren Beschäftigten neu entwickelten oder noch zu entwickelnden Technologien und Effizienzsteigerungen gelingen, die Energiewende zu einem Erfolg für uns alle zu machen. K

5 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/2012 Energiewende im Spannungsfeld von Markt und Versorgungssicherheit Dr. Norbert Schwieters, Partner/Energy Leader Deutschland, PWC AG WPG Strom aus Wind-, Solar- und anderen wetterabhängigen ( fluktuierenden ) Quellen spielt eine immer größere Rolle für die Energieversorgung in Deutschland. Zunächst einmal ist dies ein Erfolg, denn nur regenerative Energien können die durch den politisch gewollten Ausstieg aus der Atomenergie entstandene Versorgungslücke klimaneutral ausgleichen. Andererseits wachsen mit dem Erfolg die Herausforderungen: Die Stromversorgung wird durch die garantierte Einspeisevergütung nicht nur immer teurer, sondern auch immer unsicherer. Der wachsende Anteil fluktuierender Quellen an der Energieversorgung macht das Gesamtsystem zunehmend abhängig von den klimatischen Bedingungen. Bei günstigen Wetterverhältnissen wird schlicht zu viel Strom produziert (und auch bezahlt!), bei ungünstigen zu wenig. Sehr vehement fordert daher die Energiewirtschaft von der Politik die (finanzielle) Unterstützung bei Innovationen und Investitionen zum Ausbau von Energienetzen und -speicherung. Es ist jedoch jetzt schon abzusehen, dass bis 2020 keine ausreichend dimensionierten Speichertechnologien am Markt verfügbar sind, um die stark schwan- kende Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien zeitgleich mit dem Abnahmeverhalten der Verbraucher vorhalten zu können. Daher wird aktuell intensiv darüber debattiert, welche Anreize für Investitionen in flexible konventionelle Kraftwerke erforderlich sind, um die Sicherung ausreichender und schnell nutzbarer Erzeugungskapazitäten zukünftig gewährleisten zu können. Kapazitätsmärkte sind keine kurzfristige Lösung Das Dilemma besteht darin, dass das deutsche Marktmodell nur die Stromerzeugung honoriert (Energy-Only-Markt), nicht jedoch die Vorhaltung von Kapazitäten. Mittlerweile sind viele Marktteilnehmer zu der Erkenntnis gelangt, dass ein Energy-Only-Markt keine zuverlässige Grundlage für den Erhalt der bestehenden Versorgungssicherheit bei weiter ungesteuertem Ausbau der erneuerbaren Energien bietet. Es stellt sich daher die Frage, wie ein smartes Marktdesign zu gestalten ist, das eine effiziente und sichere Energieversorgung garantieren kann. Der Energieversorger, der ein nicht-regeneratives Kraftwerk als Sicherheitsreserve betreibt, muss für diese Leistung eine Vergütung bekommen auch wenn das Notstromaggregat möglicherweise nie BK 01 Zahlungsmanagement Lassen Sie mehr Zahlungsposten automatisch richtig buchen. Effektive Zuordnung von Zahlungseingängen zu offenen Posten: Das BK 01 Verfahren interpretiert Zahlungen schon bei ihrem Eingang. Es optimiert sie in Bezug auf die Vorgaben der Verrechnungssteuerung und die konkreten offenen Posten. So wird der Klärungsaufwand in jedem Fall geringer. Die übrigen Klärungsfälle werden detailliert analysiert und transparent dargestellt, was auch in diesem Bereich die Bearbeitung signifikant beschleunigt. Verfügbar in zwei integrierten Anwendungen: BK 01 mit SAP for Utilities und BK 01 mit kvasy. Mehr unter send Umfas rweite te kel entwic g! Lösun 5

6 6 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/2012 benötigt wird. Um dies zu gewährleisten, werden wettbewerbliche Kapazitätsmechanismen diskutiert. In einem Kapazitätsmarkt werden vereinfacht dargestellt die voraussichtlich benötigten Stromkapazitäten unter Energieversorgern ausgeschrieben. Diese geben ein Angebot ab und verpflichten sich, die angebotene Kapazität zum Angebotspreis vorzuhalten. Anders als bisher wird die Vorhaltung von Stromerzeugungskapazitäten nicht mehr als ein öffentliches Gut angesehen, sondern in den Preisbildungsmechanismus einbezogen. Die Umstellung bzw. Ergänzung des Strommarktmodells um Kapazitätsmechanismen bedeutet, dass der Staat erneut in einen gerade erst in den Wettbewerb entlassenen Energiemarkt eingreift. Derartige Interventionen sind bekanntlich mit Risiken verbunden: Vereinbarte Kapazitätsmechanismen können das Ergebnis politischer (auch opportunistischer) Erwägungen sein, die wenig mit dem tatsächlichen wirtschaftlichen Bedarf zu tun haben. Dies betrifft bereits die Eingrenzung des betroffenen Marktbereichs: Ist ein umfassender Kapazitätsmarkt sinnvoll, oder geht es nur um ein Teilsegment, wie z. B. den Neubau hochflexibler und effizienter Gas- und Dampfkraftwerke? Und sollten nicht auch die Kosten für den Netzausbau in einem Kapazitätsmarkt quantifiziert werden? Immerhin werden beispielsweise die geplanten Nord-Süd-Trassen nur dann gebraucht, wenn tatsächlich Strom von der Küste nach Süddeutschland fließt. Schließlich hat die Schaffung von Kapazitätsmärkten auch eine erhebliche europäische Dimension. Nationale Kapazitäten müssten im EU-Binnenmarkt ausgeschrieben werden. Es ließe sich wohl kaum verhindern, dass beispielsweise französische Kernkraftwerksbetreiber dank niedriger Erzeugungskosten den Zuschlag für die Bereitstellung von Stromkapazitäten in Deutschland bekommen. Damit jedoch könnte der mit der Energiewende beschlossene Ausstieg aus der Atomkraft ad absurdum geführt werden. Die Schaffung von Kapazitätsmärkten ist mit komplexen ökonomischen und juristischen Konsequenzen verbunden. So wünschenswert wettbewerbliche Mechanismen für eine effiziente Allokation von Versorgungskapazitäten auch sind, so langwierig und kompliziert dürfte die Implementierung eines funktionierenden Systems sein. K Teilnehmerstruktur der 19. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft 2012 Branchen: D E F Hierarchien: C C B B A A A 46 % Energie allgemein B 28 % Stadtwerke/Regionalversorger C 15 % Dienstleister D 6 % Industrie E 3 % Banken F 2 % Sonstige A 76 % Geschäftsführung/ Vorstand/Aufsichtsrat B 19 % (Haupt-)Abteilungsleiter C 5 % Mitarbeiter

7 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/ Die Energiewende braucht mehr Erdgas Rune Bjørnson, Senior Vice President, Natural Gas, Statoil Deutschland befindet sich mitten in einem fundamentalen Umbau seines Energiesystems. Mit der Energiewende hat die Bundesregierung ambitionierte energiepolitische Ziele formuliert. Deutschland will bis 2022 aus der Kernenergie aussteigen und gleichzeitig die Emission klimaschädlicher Treibhausgase signifikant reduzieren: Bis 2020 um 40 % und bis 2050 um 80 bis 95 % gegenüber dem Basisjahr Dies soll neben anderen Teilzielen durch steigende Energieeffizienz (2,1 % pro Jahr) und einen sinkenden Primärenergie- und Stromverbrauch (50 % respektive 25 % bis 2050) erreicht werden. Erneuerbare Energien sollen dabei bis 2050 einen Beitrag von 80 % am Bruttostromverbrauch erreichen. Natürlich soll Deutschland dabei ein weltweit führendes Industrieland bleiben. Neben dem Atomausstieg geht es bei der Energiewende im Kern um die Reduzierung von CO 2 -Emissionen. Der Ausbau der erneuerbaren Energien allein ist aber nicht hinreichend, um dieses Ziel zu erreichen. Wenn wir einen realistischen Blick auf die Leistungsfähigkeit der Erneuerbaren wagen, sehen wir, dass erneuerbare Energien allein keine Versorgungssicherheit gewährleisten können. Denn erneuerbare Energien sind von Natur aus volatil. Die Sonne scheint nicht immer, vor allem nicht immer genau dann, wenn wir es wollen oder brauchen. Gleiches gilt für Wind. Selbst bei einer rechnerischen Vollversorgung durch erneuerbare Energien muss es signifikante Back- Up Kapazität geben, damit die Lichter nicht ausgehen. Da effiziente Stromspeicher im großen Maßstab derzeit nicht zur Verfügung stehen, brauchen Erneuerbare auf absehbare Zeit fossile Kraftwerke als Partner. Experten führen dies unter anderem auf den gestiegenen Anteil der Kohle an der Stromversorgung zurück. Im Vergleich zu 2010 stieg der Anteil der Braunkohle an der Stromerzeugung im letzten Jahr um 1,7 %. Der Anteil an Gas hingegen fiel leicht, um 0,1 % Diese Entwicklung geht meiner Meinung nach in die falsche Richtung. Erdgas ist deutlich klimafreundlicher als Kohle. Die CO 2 -Emissionen bei der Verbrennung von Erdgas sind etwa um ein Drittel geringer als die bei der Verbrennung von Braunkohle entstehenden Klimagase. Gaskraftwerke sind zudem flexibler, d. h. schneller hoch- und herunter zu fahren als Braunkohlekraftwerke. Sie können also die Volatilität der Erneuerbaren viel besser ausgleichen. Deshalb muss Erdgas Kohle langfristig ersetzen, wenn Deutschland neben dem Atomausstieg und dem Ausbau der Erneuerbaren auch seine Klimaziele erreichen will. Klimaschutz und die Transformation des Energiesystems müssen ökonomisch effizient und im Idealfall wachstumsstimulierend umgesetzt werden. Versorgungssicherheit für Haushalte und Industrie sowie wettbewerbsfähige Preise müssen gewährleistet bleiben. Im Jahr zwei der Energiewende wird zunehmend klar, dass dies vor allem an den richtigen Rahmenbedingungen für Investitionen hängt. Die dena geht davon aus, dass bis 2050 fossile Kraftwerke mit insgesamt Megawatt Leistung benötigt werden, um die Stromversorgung in Deutschland zu sichern. Die Klimaziele sind nur zu erreichen, wenn ein signifikanter Teil dieser Kraftwerke Gaskraftwerke sein werden. Investoren brauchen Investitionssicherheit und die Aussicht auf einen vernünftigen Ertrag. Die Kernfrage der Energiewende ist also, wie fossile Kraftwerke und Erneuerbare gemeinsam dazu beitragen können, die energiepolitischen Ziele zu erreichen. Dabei ist entscheidend, das übergeordnete Ziel Klimaschutz und die Reduktion der CO 2 -Emissionen im Blick zu behalten. Denn wenn wir uns die bisherigen Ergebnisse der Energiewende anschauen, sehen wir, dass der Ausbau der Erneuerbaren erfolgreich voranschreitet. Wir sehen aber auch, dass dies kaum einen nennenswerten Effekt auf Deutschlands CO 2 - Ausstoß hat. Temperaturbereinigt, d. h. ohne den Sondereffekt des milden Winters, ist der CO 2 -Ausstoß in Deutschland im letzten Jahr um 1,2 % gestiegen, trotz eines Anteils der Erneuerbaren Energien an der Stromproduktion von über 20 %. Eine weitere Hürde auf dem Weg zur umweltverträglicheren Stromproduktion sind die geringen Kosten für CO 2 -Zertifikate. Diese senken die Kosten für die Energiegewinnung aus Kohle gegenüber der aus Erdgas. Es ist schlichtweg paradox, dass die Menge an CO 2, die in Deutschland auf der einen Seite durch die Erneuerbaren eingespart wird, an anderer Stelle von Kohlekraftwerken ausgestoßen wird. Deutschland braucht jetzt klare Signale und Rahmenbedingungen für Investitionen in die Erdgasverstromung. Denn die Energiewende ist nachhaltig nur mit Erdgas zu schaffen. K Impressum: Handelsblatt Veranstaltungen c/o EUROFORUM Prinzenallee Düsseldorf V.i.S.d.P. Dipl.-Volkswirtin Christina Sternitzke Mitglied der Geschäftsleitung EUROFORUM Deutschland SE Telefon: +49. (0)

8 8 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/2012 Energiewende am Scheideweg Prof. Dr. Stephan Reimelt, President, CEO, GE Energy Germany Der nachhaltige Umbau des Energiesystems in Deutschland zählt zu den größten technischen und regulatorischen Herausforderungen der Nachkriegsgeschichte und findet als Pioniertat auch international starke Beachtung. Er steht allerdings im Hinblick auf entscheidende Fragen selbst an einem Wendepunkt. Zum Beispiel beim Stromnetz, wo die derzeitigen Netzausbaupläne das Risiko bergen, die Energiewende zu einem Ausbau der Stromnetze verkommen zu lassen. Der massive Ausbau gefährdet ein zentrales Mandat der Energiewende, nämlich die Schaffung einer nachhaltigen und dabei bezahlbaren und dezentralen Energieversorgung. Er schreibt ohne Not ein Erzeugungsgefälle von Nord nach Süd fest und ist die denkbar am wenigsten innovative Antwort auf die Herausforderung einer von erneuerbaren Ressourcen geprägten Energieversorgung. Gerade seine innovative Kraft aber war und ist es, die dem Energielabor Deutschland weltweit Aufmerksamkeit und Bewunderung sichert und im Besonderen für den deutschen Mittelstand von Bedeutung ist. Auch bei der Wirtschaftlichkeit hapert es, denn dezentrale und regelbare Energie, die in den Regionen bereitgestellt wird, ist günstiger als der Transport des Stroms von Offshore-Windrädern in der Nordsee durch die Republik. Eine regionale Erzeugung stärkt zudem das immens wichtige soziale Fundament der Wende. Eine aktuelle Studie des Umweltministeriums zeigt, dass rund 80 Prozent der Menschen den Bau von Windrädern, aber nur knapp 40 Prozent den Bau neuer Stromleitungen unterstützen. Fallen der Leitung Wälder zum Opfer, sinkt die Zustimmung noch tiefer. Gemeinsam mit namhaften Partnern wie E.ON oder Audi sowie einer Fülle von mittelständischen Partnern und vielen kleinen lokalen Unternehmen verfolgt GE die Umsetzung die Idee einer dezentralen und integrierten Stromversorgung in einem zukunftsweisenden Leuchtturmprojekt im bayerischen Oberland. Das Projekt SERO Smart Energy Region Oberland folgt einer von-unten-nach-oben -Maxime und setzt die Energiewende auf regionalem Level ganzheitlich und integrativ um. Die verschiedenen dezentralen und kleinteiligen Systembestandteile werden dabei vollständig in ein intelligentes Energiemanagement integriert. SERO wird auf viele andere Regionen übertragbar sein und nicht nur in Deutschland Schule machen. Neubau flexibler fossiler Kapazität zu senden. Es ist Aufgabe der Politik, diesen Widerspruch aufzulösen und so auch über das Jahr 2015 hinaus eine sichere Stromversorgung zu gewährleisten. Der vielfach diskutierte Kapazitätsmarkt allerdings ist keine optimale Lösung: Denn nicht die Kapazität der Erzeugung ist entscheidend, sondern die von ihr verrichtete Arbeit und damit ihr Anteil an der Deckung des Verbrauchs. Zielführender als ein Kapazitätsmarkt wäre also ein Flexibilitätsmarkt, auf dem schnell verfügbare und effiziente System- und Regelleistungen gehandelt werden. Ein solcher Markt muss mittelfristig auch die erneuerbaren Energien mit einschließen, die technologisch befähigt werden müssen, Systemverantwortung zu übernehmen. In Anbetracht der immensen Planungsvorläufe und langen Bauzeiten für neue Kraftwerke besteht dringender Handlungsbedarf. So dringend, dass eine politische Klärung zu spät kommen könnte. GE hat sich daher entschlossen, Projekte nicht nur technisch, sondern auch kommerziell gemeinsam mit seinen Kunden zu entwickeln und voranzutreiben. Vom Gasliefervertrag über die ideale technische Lösung, die Finanzierung bis zum Abnahmevertrag soll eine optimal strukturierte und maßgeschneiderte Projektslösung erarbeitet werden. Dieses Angebot richtet sich vor allem an Stadtwerke und Industriekunden, die das Rückgrat der Energiewende bilden. Gerade für die Industrie ist Unsicherheit über die zukünftige Versorgungsqualität eine Bedrohung, und sie investiert daher bereits heute in eigene Erzeugung. Das zentrale Kriterium ist dabei einerseits die wirtschaftliche und technische Machbarkeit Risiken müssen kalkulierbar bleiben. Andererseits muss die Energiewende gerade hier immer auch als Geschäftsmodell funktionieren. Wir sind deshalb gut beraten, in jene Innovationen zu investieren, die nicht nur den effizientesten Beitrag leisten, sondern auch das Potenzial haben, als deutsches Exportgut in anderen Teilen der Welt Anwendung zu finden. K Herausforderung Projektfinanzierung Eine dezentrale Energieerzeugung verändert den Markt und eröffnet regionalen Erzeugern wie Stadtwerken nicht nur ein neues und gestärktes Rollenverständnis, sondern auch neue Chancen der Gestaltung. Zugleich wächst aber die Schwierigkeit, dringend benötigte Investitionsentscheidungen, etwa in flexible Gaskraftwerke, wirtschaftlich zu rechtfertigen. Dem verbleibenden, nicht-subventionierten Teil des Strommarkts, fehlt das notwendige Volumen, um Investitionssignale für einen

9 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/2012 Gas geben für die Energiewende Dr. Gerhard König, Sprecher der Geschäftsführung, WINGAS GmbH Ohne Gas geht kein Weg ins Grüne. Erdgas ist der Wegbereiter ins Zeitalter der Erneuerbaren und mehr noch: Gas ist der Garant für Versorgungssicherheit im Zeitalter der Erneuerbaren. Wir brauchen daher Investitionen in die Gasinfrastruktur. Hier und jetzt. Gaskraftwerke und weitere Netze. Sonst drohen Stromausfälle zur Alltäglichkeit zu werden. Und wir werden Situationen erleben wie im Februar 2012, als durch reduzierte Erdgasimporte die Netzstabilität im Süden Deutschlands gefährdet war. Dabei gab es Gas zur Genüge in den Speichern! Was fehlte waren Transportkapazitäten. Auf dem Papier klingt alles recht einfach. Deutschland setzt auf erneuerbare Energien, und die brauchen einen verlässlichen Partner. Dieser Partner kann nur Erdgas sein, denn Erdgas ist klimafreundlich, sicher und günstig verfügbar. Damit die Energiewende jedoch Realität wird, bedarf es massiver Investitionen in die Gasinfrastruktur. Die deutsche Energiewende wird scheitern, wenn Netze und Speicher nicht zügig ausgebaut werden. Hierzu ist ein zweistelliger Milliardenbetrag nötig. Noch ein weiterer Aspekt macht Gas zum idealen Partner der Erneuerbaren. Denn die Gasinfrastruktur kann helfen, das Speicherproblem von erneuerbarem Strom zu lösen. So lässt sich überschüssiger Ökostrom durch Elektrolyse in Wasserstoff und weiterführend in erneuerbares Methan umwandeln und dann in den Gasnetzen speichern und transportieren. Bislang steckt die Power-to-Gas Technologie noch in den Kinderschuhen. Aber sie hat riesiges Potenzial und bahnt den Weg, Strom und Gas noch cleverer zu vernetzen. Schon 2020 sollen die Erneuerbaren mit bis zu Megawatt Strom in Deutschland erzeugen. Sonne, Wind und Wasser schwanken jedoch in ihrer Leistung. Und oft schwanken sie am Bedarf vorbei. Um auf dem Weg ins Grüne Blackouts zu verhindern, müssen diese Fluktuationen flexibel und dezentral ausgeglichen werden das können nur Gaskraftwerke. Aber nicht nur für unseren Strom brauchen wir Erdgas, sondern ebenso, um klimafreundlich und wirtschaftlich zu heizen. Etwa mit hoch effizienten Mikro-KWK-Anlagen und Brennwertkesseln, am besten in Verbindung mit Solarthermie. Damit Erdgas seine Rolle für die Strom- und Wärmeversorgung verlässlich erfüllen kann, muss die Infrastruktur dringend fit gemacht werden: Durch neue Zu welchen Anteilen wir in Zukunft natürliches Erdgas oder erneuerbares Gas nutzen werden, kann heute keiner sagen. Sicher ist nur: der Energieträger Gas wird auch künftig eine zentrale Rolle spielen als Partner der Erneuerbaren und Garant für Versorgungssicherheit. Investitionen in Gasspeicher, Transport- und Verteilnetze sind daher richtig, notwendig und zukunftsflexibel. Diese Investitionen werden aber nur geschehen, wenn sie sich auch rechnen. Hier braucht die Wirtschaft politische Unterstützung. Wir brauchen ein Marktdesign, das es attraktiv macht, in Gas zu investieren obwohl erneuerbarer Strom prioritär eingespeist wird. Und wir brauchen eine öffentliche Meinungsbildung, die Akzeptanz schafft für Infrastruktur. Denn: Ein Not in my backyard entzieht der Energiewende den Boden. K 9

10 10 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/2012 Die Energiewende braucht mehr Europa Serge Colle, Geschäftsführer des Bereichs Energieversorgungswirtschaft, Accenture Der Beschluss der Bundesregierung, die Energiewende mit einem beschleunigten Ausstieg aus der Atomkraft einzuleiten und die ältesten Meiler sofort vom Netz zu nehmen, ist bei den europäischen Nachbarn nicht nur auf Begeisterung gestoßen. Im Gegenteil: Mit einer gesunden Portion Skepsis verfolgen viele nun, ob dieses Experiment gelingt und mit welchen Kosten der angestrebte Umbau der Energieversorgung erkauft wird. Das Paradoxe ist, dass es mehr Europa brauchen wird und nicht weniger, um die deutsche Energiewende zum Erfolg zu führen und die drei europaweit postulierten Ziele zu erreichen: Nämlich die Sicherheit, Nachhaltigkeit und Wettbewerbsfähigkeit der Energieversorgung zu garantieren. Entscheidend dafür wird sein, die Grenzen der nationalen Energiemärkte zu überwinden und den vereinbarten europäischen Energiemarkt tatsächlich zu schaffen. Dieser würde gleich mehrere positive Effekte haben: Er würde Anreize bieten, erneuerbare Energie dort einzusetzen, wo es klimatisch am meisten Sinn macht. Er würde helfen, Blackouts zu vermeiden. Und er würde dazu beitragen, dass geringere Grundlastkapazitäten als Reserve für die Erneuerbaren benötigt werden. Außerdem würde er den grenzüberschreitenden Wettbewerb stimulieren und es würde ein attraktiver Markt für Investoren entstehen. Der letzte Punkt ist ein neuralgischer. Denn die Finanzierungsfrage hat sich als die größte Hürde auf dem Weg zu einer emissionsarmen, nachhaltigen Energieversorgung herausgestellt. Um die auf EU- Ebene vereinbarten Vorgaben zu erreichen, sind laut Internationaler Energieagentur bis 2035 Investitionen in Höhe von bis zu 2 Billionen Euro erforderlich. Eine Summe, die die europäischen Energieversorger kaum werden aufbringen können. Das zeigt schon einen Blick auf ihre Marktkapitalisierung, die seit 2008 um 64 % gefallen ist. Hinzu kommt, dass der Mittelzufluss aus ihrem operativen Geschäft teils drastisch zurückgegangen ist, während gleichzeitig die Aufschläge für die Finanzierung mittels Fremdkapital deutlich gestiegen sind. Dementsprechend überschaubar sind die Fortschritte, die bisher erzielt worden sind. Der grenzüberschreitende Austausch von Strom ist seit dem Jahr 2000 lediglich um 2 % gestiegen. Im gleichen Zeitraum sind weniger als Kilometer neue Leitungen gebaut worden und die Transferkapazität ist jährlich um ganze 0,44 % gewachsen. Auf der Erzeugungsseite sieht es nicht viel besser aus. Hier ist das Investitionsvolumen sogar rückläufig und allein im Jahr 2010 um 15 % gefallen. In Anbetracht des derzeitigen Marktumfelds ist das wenig überraschend. Auf Grund der niedrigen Profitabilität von Investitionen im Energiesektor, ist es extrem schwer, Kapital dafür zu mobilisieren. Außerdem wird ein Engagement in Europa von Investoren zunehmend als risikoreich eingestuft. Die Energieversorger selbst haben vor allem mit der allgemeinen Unsicherheit und den damit verbundenen Risiken zu kämpfen. Fehlende Koordination zwischen den europäischen Ländern und ein fragmentiertes Preis- und Steuersystem waren immer Teil des europäischen Energiesektors. Die Wirtschafts- und Währungskrise hat die Situation zusätzlich verschärft. Wie geht es also weiter? Ein erster Schritt wäre sicherzustellen, dass sich Investitionen auch wirklich lohnen. Nur wenn die Rahmenbedingungen entsprechend gesetzt sind, werden sich neue Kapitalgeber wie institutionelle Investoren für Großprojekte oder private Verbraucher in der Mikrogeneration finden, die die finanziellen Mittel aufbringen, die derzeit fehlen. Damit das gelingt, muss schnellstmöglich Klarheit über den künftigen Energiemix und die Tarife geschaffen werden. Außerdem muss die europaweite Koordination verbessert werden, damit der grenzüberschreitende Ausbau der Netze vorankommt und erneuerbare Technologien sinnvoll eingesetzt werden. Nur so lässt sich ein stabiles, berechenbares Marktumfeld herstellen und damit langfristig das Vertrauen von Investoren und Verbrauchern gewinnen. Ein so gestalteter europäischer Energiemarkt wäre ein probates Mittel, den Herausforderungen zu begegnen, vor denen Europa steht. Denn über das Ziel, Emissionen zu reduzieren und die Energieversorgung dementsprechend umzubauen, gibt es keinen Dissens. Die Frage ist, auf welchem Weg und in welchem Tempo man dorthin kommt. Mit der Energiewende hat Deutschland jetzt Gas gegeben und ist auf die Überholspur gewechselt. Alle anderen hoffen unterdessen, dass die Deutschen nicht als energiepolitische Geisterfahrer enden. K

11 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/ Industrial Smart Grids und Demand Side Management wichtige und vernachlässigte Problemlöser im Rahmen der Energiewende Dr. Christof Bauer, Director Chemical Energy Management, Evonik Industries AG Zentrale Herausforderung des Umstiegs auf Erneuerbare: Fluktuierende Stromerzeugung Windkraft und Photovoltaik dominieren bereits heute das Stromaufkommen aus erneuerbaren Energien, ihr Anteil wird mit fortschreitendem Ausbau noch weiter zunehmen. Es besteht mittlerweile Konsens über die Tatsache, dass die Stromerzeugung aus diesen Quellen nicht nur grundsätzlich dargebotsabhängig ist, sondern auch kein nennenswerter Sockel an gesicherter Erzeugung aufgrund von Gleichzeitigkeitseffekten aus der über Deutschland verteilten Einspeisung existiert. Auch dass bereits der für 2020 verankerte Zielwert für den Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien massive technische und organisatorische Anpassungen der Stromnetze und der stromwirtschaftlichen Regulierung erfordert, ist unumstritten. Allerdings werden die folgenden zentralen Problemkomponenten bei der Diskussion von Lösungsansätzen bisweilen nicht ausreichend differenziert: 1. Lokales Auseinanderfallen der regionalen Konzentration regenerativer Stromerzeugung und des -bedarfs (Windkrafterzeugung vorwiegend im Norden, Photovoltaik im Süden, Verbrauchszentrum vorwiegend im Westen) 2a. Saisonale, tageszeitliche und witterungsbedingte Schwankungen des Stromaufkommens 2b. Kurzfristige Prognosefehler (day-ahead) bezüglich der Stromerzeugung aus Wind und Photovoltaik In den beiden letztgenannten Fällen geht es im Grundsatz darum, einen bilanziellen Ausgleich zwischen momentaner Erzeugung und Verbrauch im Netz herbei zu führen eine Herausforderung, die in Deutschland seit fast einem Jahrhundert erfolgreich beherrscht wird. Durch die Energiewende ändert sich allerdings die Größe der Herausforderung, da dem Stromverbrauch im Netz (der wie das Aufkommen aus Wind und Photovoltaik starken Schwankungen, wenn auch gänzlich anderen Gesetzmäßigkeiten unterliegt) nunmehr auch die Erzeugungsschwankungen überlagert sind. D. h. ohne weitere Anpassungsmaßnahmen müsste die derzeit bestehende Erzeugungskapazität nicht nur in fast vollständigem Umfang erhalten bleiben, um auch künftig in Zeiten höchsten Strombedarfs und weitgehend ausbleibender Stromerzeugung aus Wind und Photovoltaik den Bedarf decken zu können, sondern sie müsste gegenüber dem heutigen Zustand auch wesentlich flexibilisiert werden. Dass die Mechanismen des liberalisierten Strommarktes dies offensichtlich nicht gewährleisten können, zeigt die Tatsache, dass auf Betreiben der Bundesnetzagentur die Übertragungsnetzbetreiber neben der Regelenergiebeschaffung zusätzliche Kraftwerksreserve nach Mechanismen kontrahieren, für die keine gesetzliche Grundlage existiert. De facto ist der Einstieg in den Kapazitätsmarkt insofern bereits im Jahre 2011 vollzogen worden wenn auch in wenig transparenter Weise: Weder ist klar, nach welchen wirtschaftlichen Gesichtspunkten eigentlich Kraftwerke ausgewählt werden, noch welche Kosten in diesem Zusammenhang in die Netzentgelte eingehen. Dieser Zustand sollte umgehend behoben werden, da auch diese Art der Reservevorhaltung eindeutig unter den gesetzlichen Begriff der Systemdienstleistungen fällt und insofern klare Vorgaben bezüglich der Beschaffung und Einsatz existieren. Von der verbrauchsgesteuerten Erzeugung zum erzeugungsgesteuerten Verbrauch Auch wenn die gröbsten Fehlanreize im bestehenden EEG in absehbarer Zukunft beseitigt werden sollten (u. a. die absolute Vorrangsteuerung für Strom aus erneuerbaren Energien in Verbindung mit einer von den aktuellen Verhältnissen im Netz völlig unabhängigen Einspeisevergütung) werden die Zustände im System weiter zunehmen, bei denen das mögliche Aufkommen aus erneuerbaren Energien die Nachfrage übersteigt oder kritische Engpass-Situationen entstehen. Die aufgrund dieser Erkenntnis entbrannte Diskussion über geeignete Gegenmaßnahmen in Politik und Medien fokussiert allerdings im Wesentlichen auf die (allgemein deutlich überschätzten) Möglichkeiten einer indirekten Zwischenspeicherung von Strom (Pumpspeicher, Batterien etc.); die Schaffung spezieller Anreize zur Bereitstellung bzw. Erhaltung hochflexibler Kraftwerkskapazitäten. Bezüglich der Lösungspotenziale von Smart Grids, d. h. der Idee, durch entsprechende Mess- und Regelungseinrichtungen im Netz und bei den Endverbrauchern in Verbindung mit entsprechenden finanziellen Anreizen letztere dazu zu motivieren, ihr Verbrauchsverhalten an die Verfügbarkeit von Strom aus erneuerbaren Energien anzupassen, ist zwischenzeitlich eine gewisse Ernüchterung festzustellen: Es ist schlicht keine Einigkeit darüber zu erzielen, wer die signifikanten Kosten tragen soll. Die Potenziale industrieller Verbraucher hingegen, die häufig mit verhältnismäßig geringem Aufwand dazu in der Lage wären, ihren Verbrauch an die stromwirtschaftlichen Verhältnisse im Netz anzupassen, liegen aufgrund einer ganzen Reihe kontraproduktiver Netzregelungen brach. Von zentraler Bedeutung ist in diesem Zusammenhang die Tatsache, dass sich der größte Anteil des Netzentgelts eines industriellen Verbrauchers an seiner höchsten Entnahmelast eines Jahres orientiert. Ein sehr gleichmäßiger Verbrauch wird hierdurch bezüglich der Netzentgelte deutlich günstiger gestellt, als ein Profil, das sich an den Verhältnissen im Strommarkt orientiert. Wie kontraproduktiv dies wirkt ist an der Praxis der Minutenreserve zu erkennen: Während die Preise für positive Minutenreserve (d. h. kurzfristigen Minderverbrauch und/oder Mehrerzeugung) in den letzten beiden Jahren aufgrund eines deutlich vergrößerten Angebots durch die Verbraucherseite deutlich gesunken sind, verharren die Preise für negative Reserve auf einem relativ hohen

12 12 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/2012 Niveau. Dies erscheint zunächst wenig plausibel, weil ein Mehrverbrauch auf Kommando i. d. R. in wirtschaftlicher Hinsicht mit deutlich weniger Kosten verbunden ist, als ein entsprechender Minderverbrauch. Ein kurzfristiger Mehrverbrauch führt jedoch in vielen Fällen zu einer Steigerung der höchsten Entnahmelast und würde daher in Form höherer Netzentgelte pönalisiert, weswegen entsprechende Potenziale nicht angeboten werden letztlich zum Schaden aller Stromverbraucher. Hier ist ein Umdenken erforderlich: Das traditionelle Schema, nachdem der individuelle Anteil an den Netzkosten i.w. von der höchsten Entnahmelast getrieben wird, passt nicht mehr in ein durch die Energiewende dominiertes Netz. Industrielle Energieverbraucher können durch Demand Side Management eine zentrale Rolle bei der Bewältigung der Energiewende spielen hierzu bedarf es allerdings der schnellen Beseitigung regulatorischer Hindernisse, des Setzens angemessener Anreize für eine Flexibilisierung des Verbrauchs sowie eines wirtschaftlichen level playing field im Vergleich zu flexiblen Erzeugungskapazitäten. K

13 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/ Quo vadis erneuerbare Energien? Dr. Hans Bünting, CEO, RWE Innogy GmbH Erneuerbaren Energien gehört die Zukunft. Gemäß Energiekonzept der Bundesregierung soll im Jahr % der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien gewonnen werden. Zur gesamten Stromerzeugung weltweit leisteten die erneuerbaren Energien in 2011 einen Beitrag von 20,3 %. Der Zubau bei den Kapazitäten ohne Wasserkraft stieg um 24 % gegenüber Damit waren im neunten Jahr in Folge für die erneuerbaren Energien (ohne Wasserkraft) zweistellige Zuwachsraten zu verzeichnen. Diese drei Aussagen verdeutlichen wie stark die erneuerbare Energienwelt und nicht nur Deutschlandweit im Fokus stehen und welche Erwartungen an sie gestellt werden. Dabei gilt, dass die doch noch verhältnismäßig jungen erneuerbaren Energien wie andere Technologien Lern- und Skaleneffekten unterworfen sind. Das ist so bei der technischen Leistungsfähigkeit, den Kosten und ihrer Rolle in einem funktionierenden und zuverlässigen Energieversorgungssystem. Die aus Lern- und Skaleneffekten resultierenden Kostendegressionen kann man zwar durch effektive Anreize beschleunigen, aber nicht erzwingen. Manche Entwicklungen brauchen eben Zeit. Dass enorme Fortschritte möglich sind, zeigt das Beispiel der Fotovoltaik, deren Kostenreduktionen in den vergangenen Jahren selbst kühnste Prognosen übertroffen haben freilich zum Preis eines teils auch existenzbedrohenden Wettbewerbs auf der Herstellerseite. Gleichwohl darf man nicht dem Trugschluss unterliegen, dass jede Technologie gleich funktioniert. Es bestehen deutliche strukturelle Unterschiede zwischen der Fertigung und Installation einer Offshore-Windturbine und der Installation eines in Massenproduktion hergestellten Solarmoduls. Diese Unterschiede müssen bei der Diskussion um die zukünftige Gestaltung des Förderrahmens beachtet werden. Es kann die Diskussion erlaubt sein, ob einzelne Technologien in einem zukünftigen Energiemix Anwendung finden sollen. Es ist aber unfair erst deren Aufbau zu fordern und zu fördern, und dann auf Grund von Verzögerungen und administrativen Hürden von deren tatsächlicher Ausbaugeschwindigkeit enttäuscht zu sein, wie dies aktuell bei Offshore der Fall ist. Wo es noch keine Erfahrungen gibt, da bedarf es auch etwas mehr Zeit diese zu machen. Und diese Zeit ist zu gewähren. Dabei müssen vorhersehbare Fehlentwicklungen selbstverständlich korrigiert werden und es muss oberstes Ziel sein, die Erzeugungskosten bei allen erneuerbaren Energien so weit zu senken wie es geht. In der Offshore Windindustrie befindet man sich beispielsweise augenblicklich in der Pionierphase. Es bestehen erhebliche Kostensenkungspotenziale, die die Stromerzeugungskosten bis 2020 im Vergleich zu heute um über 30 % auf 10 Cent pro kwh senken sollten. Bei den Turbinen werden Technologiesprünge und eine Erhöhung der Anbietervielfalt zu niedrigeren Kosten führen. Bei den Fundamenten werden die Kostensenkungen aus einer Standardisierung der Normen und Designs und resultierenden seriellen Produktionsprozessen kommen. Bei Wartung und Instandhaltung werden Eigen- und Clusterbetriebsführungskonzepte und zunehmende Verlässlichkeit der Komponenten ihren Beitrag leisten. Die aktuelle Kostendiskussion war aber mit der Einleitung der Energiewende und eigentlich schon davor absehbar. Der Umbau eines kompletten Versorgungssystems benötigt Zeit und ja: kostet nun einmal Geld. Dabei gilt: je schneller der Umbau gehen soll, desto schwieriger wird es Fehler zu vermeiden, und desto teurer wird es. Und: Fehler der Vergangenheit und auch in der Zukunft sind zumeist irreversibel, das heißt sie können in der Regel nicht mit Korrekturen an anderer Stelle ausgeglichen werden. Beispielhaft bedeutet dies, dass die in der Vergangenheit zugesicherten hohen Vergütungen für ans Netz gegangene Fotovoltaik nach dem EEG für 20 Jahre garantiert sind und deshalb aktuelle und zukünftige Kürzungen zunächst keinen Effekt entfalten. Diese unangenehme Wahrheit muss den Bürgern auch seitens der Politik vermittelt werden. Das tut den generellen Zielen der Energiewende und dem Ausbau der erneuerbaren Energien keinen Abbruch es sollte aber der Ehrlichkeit und Transparenz wegen auch nicht verschwiegen werden. Einerseits haben viele Technologien noch erhebliche Kostensenkungspotenziale, weiterhin kann man durch Elemente wie der Direktvermarktung auch den Beitrag der erneuerbaren Energien in einem zukünftigen Strommarktdesign wesentlich kosteneffizienter gestalten. Wir müssen nur den Mut haben, die erneuerbaren Energien schrittweise als ganz normale Komponente des Energiemix anzusehen. Die derzeit heftig geführte Kosten- und Mengendebatte auf der Erzeugungs- und Netzausbauseite muss durch die Diskussion und Optimierung der Kosten des Gesamtsystems ergänzt werden. Wenn die Ziele des Ausbaus und der Fortschritt bei den Technologien ein sich gegenseitig positiv beeinflussendes System sind, wenn statt kurzfristige Reaktionen auf Extremereignisse langfristige, zuverlässige und flexible Leitplanken installiert werden, und auch der Blick über den Tellerrand, nämlich zu unseren europäische Nachbarstaaten und in den europäischen Binnenmarkt, nicht vergessen wird, dann haben die erneuerbaren Energien eine gute Zukunft vor sich. K

14 14 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/2012 Das Tempo des Netzausbaus bestimmt das Tempo der Energiewende Martin Fuchs, Vorsitzender der Geschäftsführung, Tennet TSO GmbH Der Ausbau der erneuerbaren Energien geht schnell voran. Er bringt neue Herausforderungen für die Netze mit sich. Sie müssen immer mehr Energie über immer weitere Entfernungen transportieren. Das bestehende Höchstspannungsnetz ist darauf nicht ausgelegt. Es muss dringend und schnell ausgebaut werden. Nur dann kann die Energiewende gelingen. Strom auf Deutschlandreise Entfernung von Erzeugung und Verbrauch Jeder Bürger kennt den alljährlichen Urlaubsstau Urlaubsorte und die Ballungsräume liegen in Deutschland selten direkt beieinander. Im Stromnetz war dies lange anders. Die durchschnittliche Entfernung zwischen Kraftwerk und Verbraucher betrug etwa 50 km. Darauf ist das deutsche Übertragungsnetz ausgelegt. Heute entfernen sich Erzeugung und Verbrauchszentren voneinander. Windenergie speist schwerpunktmäßig an der Küste in das Netz ein, während die Verbrauchszentren im Süden und Westen liegen. Für den Transport über weite Strecken und um die Schwankungen der erneuerbaren Energien mit Kraftwerken aus anderen Regionen auszugleichen, müssen daher die Netze ausgebaut werden. Der Netzentwicklungsplan Baustein der Energiewende Hier setzt der Netzentwicklungsplan an, der zum ersten Mal den Netzausbaubedarf für die kommenden zehn Jahre aufzeigt. Berechnet wurde er von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) im Auftrag des Gesetzgebers. Die Berechnungen basieren auf behördlich festgelegten Prognosen zu Erzeugung und Verbrauch, dem sogenannten Szenario Rahmen. Dieser und der NEP selbst werden jährlich öffentlich konsultiert. Für den NEP 2012 gingen über 2000 Stellungnahmen bei den ÜNB ein. Sie wurden veröffentlicht und sind in die überarbeitete Fassung des NEP eingeflossen. Während der Konsultation haben die Übertragungsnetzbetreiber die Öffentlichkeit, also Bürgerinitiativen, Verbände, Organisationen, Politik und Wissenschaft, in vielen Veranstaltungen auf nationaler Ebene und in den Regionen über den NEP und den Prozess informiert und den Dialog gesucht. Noch nie war Netzplanung in Deutschland so transparent. Mengen Windstrom von Nord nach Süd transportiert werden. Der NEP sieht vier solcher Stromautobahnen vor. TenneT hat vielfältige Erfahrungen mit der HGÜ. Wir betreiben Verbindungen nach Norwegen und Großbritannien und schließen die Offshore-Windparks in der Nordsee an. Dieses Wissen können wir auch bei den HGÜ-Verbindungen an Land einbringen. Daneben muss auch das bisherige Drehstromnetz verstärkt werden. Um den Bedarf an neuen Trassen zu vermeiden, verfahren die ÜNB nach dem NOVA-Prinzip. Die dahinterstehende Philosophie heißt Netz-Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau. Damit werden also zunächst bestehende Trassen optimiert, etwa durch stärkere Leiterseile und einer Umstellung der Spannung. Dies sieht der NEP auf insgesamt km Leitungen vor. Erst dann wird neu gebaut. Hier geht der NEP von insgesamt 1700 km neuen Höchstspannungsleitungen aus. Dazu kommen 2100 km in der neuen HGÜ-Technik. Die Investitionssumme beträgt etwa 20 Milliarden Euro etwa 40 Prozent davon entfallen auf TenneT. Das ist eine sehr große Herausforderung. Sie ist jedoch zu schaffen, wenn die Rahmenbedingungen stimmen. Genehmigungsverfahren beschleunigen Für schnellen Netzausbau brauchen wir schnelle Genehmigungsverfahren. Derzeit dauern Verfahren häufig acht bis zehn Jahre und mehr. Seit 2005 sind erst 214 km neue Höchstspannungsleitungen gebaut worden. Ein bildlicher Vergleich sähe so aus: Wir wollen von Hannover aus eine Stromleitung nach Ulan Bator bauen und sind erst kurz vor Berlin. Warum ist das so? Zum einen fehlt es an einem verlässlichen gesetzlichen Rahmen. Genehmigungsbehörden werden immer wieder mit politischen Konflikten überlastet. Bei länderübergreifenden Projekten laufen die Verfahren häufig auseinander. Zum Beispiel lagen bei der immens wichtigen Leitung zwischen Bayern und Thüringen knappe drei Jahre zwischen dem Ende des bayerischen und des thüringischen Raumordnungsverfahrens. Der NEP wird nunmehr von der Regulierungsbehörde mit Expertenunterstützung geprüft und soll dann in den Bundesbedarfsplan überführt werden. Diesen verabschiedet der Bundestag und begründet damit die energiewirtschaftliche Notwendigkeit der Leitungen. Dadurch ist es erstmals möglich, dass länder- und grenzüberschreitende Leitungen vom Bund genehmigt werden können. Ergebnis des Netzentwicklungsplans ist unter anderem, dass zum ersten Mal in Deutschland die Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) zum Einsatz kommen soll. So können große Folgendes muss also getan werden: Raumordnungsverfahren dürfen nicht länger als sechs Monate dauern. Wenn möglich sollte ganz auf ein separates Verfahren verzichtet werden und die betreffenden Fragen gleich mit der Detailplanung des Planfeststellungsverfahrens erledigt werden. Länderüberschreitende Leitungen sollten vom Bund genehmigt werden. Das ermöglicht Verfahren aus einer Hand. Dafür ist eine Verordnungsermächtigung des Bundesrates nötig. Die zuständigen Behörden müssen personell ausreichend ausgestattet sein.

15 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/ Akzeptanz vor Ort schaffen! Wenn man die Planungs- und Genehmigungszeiten verkürzen will, sollte Partizipation der Öffentlichkeit vorher einsetzen. Damit solche Dialogprozesse funktionieren können, müssen beide Seiten Rollen und Erwartungen definieren. Wichtig sind ein klarer Zeitrahmen und ein Verständnis beider Seiten darüber, was diskutiert werden kann und welche Kompromisse eingegangen werden können. Werden lokale Konflikte früher erkannt und gelöst, besteht die Hoffnung auf weniger Einwendungen und damit ein beschleunigtes Verfahren. Dafür haben wir viel zusätzliches Personal eingestellt und gehen frühzeitig auf die Bürger zu. Wir haben lokale Arbeitsgruppen gebildet, um mit Betroffenen vor Ort Lösungen zu finden. Außerdem stehen wir mit NGOs und Umweltverbänden in engem Austausch. Alleine können die ÜNB aber natürlich nicht für Akzeptanz beim Netzausbau sorgen. Auch die Politik muss Verantwortung übernehmen. Dies muss sie auch vor Ort tun. Die Frage nach dem ob einer Leitung muss politisch entschieden werden. Dann können Netzbetreiber und Genehmigungsbehörde zusammen mit den Betroffenen die lokalen Probleme lösen und müssen nicht zusätzlich energiepolitische Debatten führen. FAZIT: Das Tempo des Netzausbaus bestimmt das Tempo der Energiewende! K

16 16 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/2012 Keine Insellösungen EWE steuert integriert Dr. Heiko Sanders, Mitglied des Vorstandes und Matthias Hoppe, Mitarbeiter, EWE Aktiengesellschaft Als innovativer Dienstleister in den Geschäftsbereichen Energie, Telekommunikation und Informationstechnologie sehen wir, die EWE AG, uns mit wachsenden gesetzlichen Anforderungen, steigenden Erwartungen unserer Stakeholder sowie einem deutlich volatileren Marktumfeld konfrontiert. Damit gehen für uns Chancen, aber auch nicht vernachlässigbare Risiken einher. Beispielsweise könnten Verstöße gegen bestehende Vorgaben oder die Nichterfüllung von Erwartungen unserer Kunden erhebliche finanzielle Konsequenzen, Reputationsschäden oder gar strafrechtliche Ermittlungen nach sich ziehen. Um am Markt langfristig erfolgreich sein und frühzeitig auf neue Rahmenbedingungen reagieren zu können, sind wir auf ein Informations- und Steuerungssystem angewiesen, das unseren Ansprüchen Rechnung trägt. Dieses System muss einerseits sicherstellen, dass Vorstand und Aufsichtsrat frühzeitig und verlässlich über relevante Anforderungen, Risiken sowie die Wirksamkeit von bestehenden Steuerungsmaßnahmen informiert werden. Anderseits muss das System effektiv und zugleich effizient bei der erfolgreichen Durchsetzung von Entscheidungen und dem Management von innovativen Projekten unterstützen. Qualitätsverbesserung und Effizienzsteigerung dank Harmonisierung In der Vergangenheit haben wir historisch gewachsene, separierte Ansätze im Compliance-Management, Risikomanagement und Internen Kontrollsystem (IKS) verfolgt. Jedes System für sich bildete nur einen bestimmten Teilaspekt des Informations- und Steuerungssystems des EWE-Konzerns ab, mit der Folge, dass Informationen zum Teil fehlten oder auch redundant vorhanden waren, Doppelarbeiten verrichtet wurden und es zu Überschneidungen in den Verantwortlichkeitsbereichen kam. Eine systematische Einbindung in das Berichtswesen des Konzerncontrollings bestand nicht. Wir haben rechtzeitig erkannt, dass solche Insellösungen mittel- bis langfristig nicht ausreichen, um die wachsenden Herausforderungen in unseren Geschäftsfeldern effektiv und wirtschaftlich bewältigen zu können. Aus diesem Grund haben wir Ende des Jahres 2011 ein Projekt zur Harmonisierung von Compliance-Management, Risikomanagement und IKS unter dem Schlagwort integriertes Risikomanagement (irm) mit Unterstützung von PricewaterhouseCoopers gestartet. Anfang des Jahres 2013 wird das Projekt abgeschlossen sein. wird das Risiko eines schwerwiegenden Versorgungsausfalls nun konzernübergreifend nach einheitlichen Standards bewertet und ein standardisierter Wirksamkeitsnachweis für die technischen und organisatorischen Maßnahmen des Notfall- und Krisenmanagements durchgeführt werden. Zu den wesentlichen Inhalten des irm-projekts zählen wir die Überarbeitung von bestehenden Richtlinien und Verfahrensanweisungen unter Berücksichtigung des Integrationsgedankens sowie die Vorbereitung und Durchführung von Schulungs- und Kommunikationsmaßnahmen (wie z. B. ein E-Learning, Artikel in der Mitarbeiterzeitschrift und Führungskräfteveranstaltungen). Daneben umfasst das Projekt die Einführung einer integrierten SAP-Standard-Lösung, die das irm systemseitig unterstützt, und den konzernweiten Rollout. Im September 2012 haben wir die Pilot-Phase erfolgreich abgeschlossen. Der Rollout des integrierten Ansatzes im gesamten EWE-Konzern wird bis zum Jahresende 2012 erfolgen. Erfolgreiche Geschäftsbeziehungen durch ergänzende Compliance-Programme Parallel dazu entwickeln wir das Compliance-Management stetig weiter. Dazu gehört, dass wir unter anderem einen Verhaltenskodex erarbeitet haben, der die ethischen Handlungsgrundsätze unseres Unternehmens konkretisiert und daraus praxisnahe Verhaltensvorgaben und -empfehlungen für die Mitarbeiter ableitet. Des Weiteren werden wir ein Hinweisgebersystem etablieren und Prozesse zur Compliance-Prüfung von Geschäftspartnern einführen. Ein wichtiger Schritt, denn die Compliance-Prüfung wird gewährleisten, dass risikoreiche Geschäftspartner identifiziert und anhand relevanter Kriterien systematisch überprüft werden. So können wir frühzeitig durch geeignete Maßnahmen und Kontrollen mögliche Risiken für den Konzern reduzieren, wenn nicht sogar ausschließen. Nach Abschluss des irm-projektes wird die EWE AG über ein modernes Informations- und Steuerungssystem verfügen, das bei der Bewältigung der bestehenden Herausforderungen nachhaltig unterstützen wird. K Das irm wird uns dabei helfen, unsere Abläufe zu verschlanken und zu automatisieren. Vor allem werden wir aber mehr Transparenz über die wesentlichen Risiken unseres Unternehmens und die Wirksamkeit von Schlüssel-Kontrollen durch die Vereinheitlichung der Methodiken und Datenbestände bekommen. Beispielsweise

17 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/ Programm der 20. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft Stresstest für die Energiewende Erster Tag: Dienstag, 22. Januar Begrüßung durch die Tagungsleitung Prof. Dr. Marc Oliver Bettzüge, Direktor und Vorsitzender der Geschäftsleitung, Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln Klaus Stratmann, Redakteur, Handelsblatt, Berlin Keynote Vortrag Die Energiewende der Bundesregierung im nationalen und internationalen Kontext Dr. Philipp Rösler, Bundesminister für Wirtschaft und Technologie, BMWi, Berlin Diskussion Pause Kosten, Chancen, Risiken der Energiewende Anforderungen an die Rahmenbedingungen Dr. Frank Mastiaux, Vorsitzender des Vorstandes, EnBW AG, Karlsruhe (ab 1. Oktober 2012) Diskussion Die Runde der Weisen 20 Jahre Handelsblatt Jahrestagung die Jubiläumsrunde Moderatorin: Brigitte Bastgen, Fernsehjournalistin, ZDF und Arte, Mainz Dr. Ulf Böge, Präsident des Bundeskartellamtes a. D., Bonn Wolfgang Clement, Bundeswirtschaftsminister a. D., Bonn Dr. Norbert Schwieters, Partner/Energy Leader Deutschland, PWC AG WPG, Düsseldorf Weitere Referenten befinden sich in Ansprache Impulsvortrag Stresstest für die Energiewende: Entwicklung von Versorgungssicherheit und Kosten bis 2020 Jochen Homann, Präsident, Bundesnetzagentur, Bonn Diskussion Hans-Jürgen Brick, Geschäftsführer, Amprion GmbH, Dortmund Josef Hasler, Vorsitzender des Vorstandes, N-ERGIE AG, Nürnberg Jochen Homann, Präsident, Bundesnetzagentur, Bonn Dr. Gerhard König, Sprecher der Geschäftsführung, WINGAS GmbH, Kassel Prof. Dr. Andreas Löschel, Leiter Umwelt- und Ressourcenökonomik, Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung GmbH ZEW, Mannheim Franz Untersteller, Minister für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft, Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg, Stuttgart Interview Ihre Meinung ist gefragt: Die Energiewende und ihre Auswirkungen auf den Industriestandort Deutschland Moderator: Klaus Stratmann, Redakteur, Handelsblatt, Berlin Dr. Martin Iffert, Vorsitzender des Vorstandes, Trimet Aluminium AG, Essen Michael Vassiliadis, Vorsitzender, IG BCE Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie, Hannover Vertreter aus der Industrie ist angefragt Pause Mittagessen Die 20. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft 2013 setzt ein Zeichen im Klimaschutz und wird klimaneutral.

18 18 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/2012 Programm der 20. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft Interview Ihre Meinung ist gefragt: Quo vadis erneuerbare Energie Moderator: Klaus Stratmann, Redakteur, Handelsblatt, Berlin Dr. Hans Bünting, CEO, RWE Innogy GmbH, Essen Fred Jung, Vorstand, juwi Holding AG, Wörrstadt Technische Anforderungen an die Energiewende welche Produkte und Lösungen muss die Industrie zur Verfügung stellen, um die Energiewende finanziell machbar zu machen? Dr. Andreas Cerbe, Mitglied des Vorstandes, RheinEnergie AG, Köln Martin Fuchs, Vorsitzender der Geschäftsführung, TenneT TSO GmbH, Bayreuth Prof. Dr. Stephan Reimelt, President, CEO, GE Energy Germany, Frankfurt Dr. Frank Stieler, Vorsitzender des Vorstandes, HOCHTIEF AG, Essen Diskussion Kurze Zusammenfassung des ersten Kongresstages Ende des ersten Kongresstages Abfahrt zum gemeinsamen Abendessen auf Einladung von Accenture, EUROFORUM und dem Handelsblatt.

19 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/ Megatrends in der weltweiten Energieversorgung: Europäische und deutsche Antworten Zweiter Tag: Mittwoch, 23. Januar Begrüßung der Tagungsleitung Prof. Dr. Marc Oliver Bettzüge, Direktor und Vorsitzender der Geschäftsleitung, Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln Klaus Stratmann, Redakteur, Handelsblatt, Berlin Wettbewerbsfähigkeit der internationalen Energiemärkte bleibt Europa im Schatten? Megatrends in der weltweiten Energieversorgung N.N., Statoil ASA, Stavanger Maria van der Hoeven, Executive Director, International Energy Agency (IEA), Paris Ein weiterer Referent befindet sich in Ansprache Diskussion Pause Was sind die Antworten europäischer Player auf die weltweiten Veränderungen? Serge Colle, Geschäftsführer des Bereichs Energieversorgungswirtschaft, Accenture, Düsseldorf Philip Lowe, Generaldirektor, Generaldirektion Energie, Europäische Kommission, Brüssel Paolo Scaroni, CEO, ENI S.p.A., Rom Dr. Johannes Teyssen, Vorsitzender des Vorstandes, E.ON AG, Düsseldorf Diskussion Mittagessen Keynote Vortrag Peter Altmaier, Bundesumweltminister, BMU, Berlin Diskussion Interview/Power Talk Die Energiewende Anforderungen aus Sicht von Dreien, die sie machen müssen Moderator: Klaus Stratmann, Redakteur, Handelsblatt, Berlin Dr. Christof Bauer, Director Chemical Energy Management, Evonik Industries AG, Hanau Stefan Grützmacher, Vorsitzender des Vorstandes, GASAG AG, Berlin (ab 15. Oktober 2012) Boris Schucht, Sprecher der Geschäftsführung, 50Hertz Transmission GmbH, Berlin Pause Kurzstatements Wahljahr 2013 Anforderungen aus Sicht der Verbände Hermann Albers, Präsident, Bundesverband WindEnergie e. V., Berlin Hildegard Müller, Vorsitzende der Hauptgeschäftsführung, BDEW e. V., Berlin Hans-Joachim Reck, Geschäftsführendes Präsidialmitglied, VKU e. V., Berlin Medienpartner:

20 20 Energiewirtschaft 2013 Newsletter 2/2012 Programm der 20. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft Parteiencheck 2013 Worin unterscheiden sich die Parteiprogramme Moderator: Klaus Stratmann, Redakteur, Handelsblatt, Berlin Nachgefragt durch: Hildegard Müller, Vorsitzende der Hauptgeschäftsführung, BDEW e. V., Berlin Hans-Joachim Reck, Geschäftsführendes Präsidialmitglied, VKU e. V., Berlin Referenten: Dr. Michael Fuchs, MdB, Stellvertretender Vorsitzender der CDU/CSU-Bundestagsfraktion, Berlin Bärbel Höhn, MdB, Stellvertretende Fraktionsvorsitzende, Bündnis 90/Die Grünen-Bundestagsfraktion, Berlin Ulrich Kelber, MdB, Stellvertretender Vorsitzender der SPD-Bundestagsfraktion, Berlin Dr. Martin Lindner, MdB, Stellvertretender Vorsitzender der FDP-Bundestagsfraktion, Berlin Inhalt und Konzeption Bei Fragen zur Jahrestagung und zum Programm steht Ihnen gerne zur Verfügung: Christina Sternitzke Mitglied der Geschäftsleitung Telefon: +49 (0) 211/ Fax: +49 (0) 211/ Zusammenfassung des zweiten Kongresstages Ende des zweiten Kongresstages Einladung zum Casinoabend mit Cocktailempfang und Imbiss im Rahmen der Ausstellung Verschaffen Sie sich einen ersten Eindruck von der Tagung