Auch die Naturstrom AG hält die Ausbauziele für erneuerbare Erzeuger für unzureichend. „Die vorgesehenen Ausbaupfade ignorieren den zusätzlichen Ökostrombedarf im Zuge der Sektorkopplung“, monierte Thomas E. Banning, Vorstandsvorsitzender von Naturstrom. „Elektroautos, Wärmepumpen und andere Stromanwendungen im Mobilitäts- und Wärmesektor bringen den Klimaschutz nur dann voran, wenn der benötigte Strom aus erneuerbaren Quellen gewonnen wird“, mahnte er.

Windkraft stagniert oder könnte abbauen

Laut einer aktuellen Studie des Analyseunternehmens Nefino im Auftrag des Schweizer Energiedienstleisters Alpiq könnte bis 2025 deutlich weniger Windstrom produziert werden. Denn bis dahin benötigten 23 % aller deutschen Windenergieanlagen eine neue Vermarktungsform für den erzeugten Strom, anderenfalls müssten sie stillgelegt werden. Für diese Altanlagen läuft die Förderung durch das EEG aus, zugleich verhinderten regionale Abstandsregelungen, dass sie durch leistungsfähigere, aber auch höhere Turbinen ersetzt werden.

Aus Sicht des Maschinen- und Anlagenbaus bietet die EEG-Novelle mit der Schaffung langfristiger Ausbaupfade bis zum Jahr 2028 eine grundsätzlich gute Planungsgrundlage. Allerdings werde es ohne einen Koordinierungsmechanismus zwischen Bund und Ländern zur Umsetzung nicht genug Flächen und Genehmigungen für neue Anlagen geben. „Die Streichung nicht bezuschlagter Windprojekte bis zum Jahr 2024 ist hier das falsche Signal“, sagte Matthias Zelinger, Geschäftsführer VDMA Power Systems.

Stefan Thimm, Geschäftsführer des BWO (Bundesverband der Windparkbetreiber Offshore) sieht die vorgesehene Neuregelung der Vergütung von Erneuerbare-Energien-Anlagen bei negativen Börsenpreisen kritisch. Bisher wurde den Anlagenbetreibern eine Vergütung bei negativen Strompreisen bis zu sechs Stunden gewährt. Dieses Zeitintervall wurde nun auf 15 Minuten verkürzt, was das Erlösrisiko für Betreiber erheblich erhöht und die Kosten für zukünftige Offshore-Windprojekte in die Höhe treibt“, warnte Thimm.

Industrie will dekarbonisieren

Für den VIK (Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft) fordert Geschäftsführer Christian Seyfert: „Die Nutzung von Eigenstrom muss wieder klar geregelt werden, damit langwierige Rechtsstreitigkeiten vermieden werden.“ Darüber hinaus müsse die Erzeugung und Nutzung von erneuerbaren Energien durch die Industrie noch stärker wirtschaftlich angereizt werden. Die strombasierte Wasserstofferzeugung solle planbar von der EEG-Umlage entlastet werden, beispielsweise durch den barrierefreien Zugang gemäß Besonderer Ausgleichsregelung, sagte Seyfert.

Dunkle Zeiten für Sonnenstrom?

Nach Auffassung des Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW) werde das EEG zu einem deutlichen Rückgang des Photovoltaik-Zubaus auf Gebäuden führen. Gleichzeitig werde der Weiterbetrieb tausender alter Solarstromanlagen nicht gesichert, solare Eigenerzeuger systematisch diskriminiert und eine riesige Chance für den dringend notwendigen Ausbau von Speichern bliebe ungenutzt. „Jetzt sind die Abgeordneten des Bundestages gefordert, einen Solar-Rollback zu verhindern“, erklärte Carsten Körnig, BSW-Hauptgeschäftsführer.

„Der heute von der Bundesregierung verabschiedete Entwurf zur EEG-Novelle bietet keine Grundlage für die Energiewende in Großstädten“, sagte Florian Bieberbach, Vorsitzender der Geschäftsführung der Stadtwerke München (SWM). Die Konditionen für das Mieterstrommodell müssten attraktiver gestaltet werden. „Auch für Anlagen, bei denen der Strom nicht direkt im Haus verbraucht wird, muss sich die Volleinspeisung wieder lohnen“, forderte er. Auch für die vielseitige Geothermie müssten die Rahmenbedingungen verbessert werden. Speziell gehe es darum, das Einsetzen einer Degression an die Ausbaustufe zu koppeln und zu reduzieren.

Klimaschutz mit Biomethan ermöglichen

Janet Hochi, Geschäftsführerin des Biogasrats sagte, alle Ausschreibungsrunden für Biomasse seit 2017 hätten klar gezeigt, dass die geltenden Gebotshöchstwerte zu niedrig sind und damit die Teilnahme insbesondere moderner Biomasse-Neuanlagen wirtschaftlich nicht darstellbar sei. „Wir fordern, die Gebotshöchstwerte für Neu- und Bestandsanlagen im EEG 2021 einheitlich auf 17,50 Ct/kWh anzuheben und die seit 2018 geltende Degression auszusetzen“, sagte sie. Das Ausschreibungsvolumen für Biomasse solle auf mindestens 800 MW/a (statt 500 wie bisher) erhöht werden.

Der Biogasrat lehnt die vorgesehene „Südquote“ im Ausschreibungsverfahren für Biomethan ausdrücklich ab. „Wenn 50 Prozent des Zuschlagvolumens bevorzugt in südliche Landkreise gehen soll und diese auch bei Nichterreichung nicht auf die übrigen Standorte in Deutschland insbesondere im Norden übertragbar sind, handelt es sich dabei um eine Wettbewerbsverzerrung und verfassungsrechtlich fragwürdige Diskriminierung bestehender und neuer Biomasseanlagen im Norden Deutschlands“, so Hochi.

Aus der Erhebung geht auch hervor, dass einige Menschen schon ihr Konsumverhalten klimafreundlich angepasst haben: 39 % essen weniger oder gar kein Fleisch, 27 % fahren weniger oder überhaupt nicht Auto und 25 % beziehen Ökostrom.

Thomas Jorberg, Vorstandssprecher der GLS-Bank, erklärt in einer Stellungnahme, die Bundesregierung ergreife nicht die Maßnahmen, die die Menschen für den Klimaschutz erwarten. CO2 müsse endlich einen angemessenen Preis bekommen.

Tim Meyer, Vorstand bei Naturstrom, folgert, dass die Risiken der Klimakrise den Menschen bewusst seien, nicht aber den Politikern. Auch die Chancen, die der Klimaschutz für die Modernisierung der Wirtschaft biete, würden unterschätzt. „Die große Koalition muss mutige Ausbaupfade für die Erneuerbaren definieren und kreativen Lösungen mehr Raum lassen.“

An der Umfrage zwischen dem 18. und 21. September nahmen 2052 Personen teil. Die Ergebnisse wurden nach Angaben der Auftraggeber so gewichtet, dass sie repräsentativ für die deutsche Bevölkerung ab 18 Jahre ist.

BDEW und VKU haben dies zum Anlass genommen, ihre Forderung zu erneuern, die Betreiber von Energie- und Wassernetzen müssten die 450-MHz-Frequenz als sichere Kommunikationslösung zur Verfügung gestellt bekommen. Über 95 % der insgesamt 152 im Konsultationsprozess abgegebenen Kommentare unterstützten diese Meinung, heißt es in einer gemeinsamen Mitteilung der Verbände.

„Dass die Energie- und Wasserwirtschaft diese Frequenzen dringend braucht, ist großer Konsens in der deutschen Wirtschaft“, erklären Kerstin Andreae und Ingbert Liebing unisono. Das Votum dokumentiere, dass die vorrangige Nutzung der Frequenz durch die Branche „signifikant auf die Energie- und Mobilitätswende einzahlt“, so die Hauptgeschäftsführerin des BDEW und der Hauptgeschäftsführer des VKU. Breite Zustimmung komme beispielsweise auch aus der Telekommunikations- und Automobilindustrie sowie vom Deutschen Industrie- und Handelskammertag.

Beirat der Bundesnetzagentur unterstützt die Energie- und Wasserwirtschaft

Erst vor wenigen Tagen erklärte Olaf Lies (SPD), niedersächsischer Umweltminister und Vorsitzender des Beirats der Bundesnetzagentur: „Der Beirat bei der Bundesnetzagentur hat sich wiederholt und eindeutig dafür ausgesprochen, der Energiewirtschaft auch nach 2020 die Nutzung der 450-MHz-Frequenzen zur Verfügung zu stellen. Daran halten der Beirat und ich als Vorsitzender fest.“ Und auch Jochen Homann, der Präsident der Bonner Behörde, hat in einer Mitteilung seines Hauses ausdrücklich betont: „Die Frequenzen im Bereich 450 MHz eignen sich besonders gut, um eine flächendeckende, hochverfügbare und zugleich schwarzfallsichere Funknetzinfrastruktur zur Steuerung von Versorgungsnetzen aufzubauen.“

Allerdings liegt die Entscheidung über diese Zuweisung an eine Branche, die von der Zuteilung der Lizenzen an ein oder mehrere Unternehmen zu unterscheiden ist, nicht bei der Behörde, sondern bei der Politik. Denn die Behörden und Organisationen mit Sicherheitsaufgaben (BOS) mit ihrem Dienstherrn, Bundesinnenminister Horst Seehofer (CSU), beanspruchen die Frequenz für sich. Gegen diese Haltung, beziehungsweise gegen seinen Ressortkollegen, hat Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier (CDU) die Interessen der Energiewirtschaft bislang nicht durchsetzen können. Somit stehen die Vorbereitungen der Bundesnetzagentur unter dem Vorbehalt der politischen Entscheidung.

Wann diese fallen wird, ist derzeit offen, zumal bislang auch die offiziell angekündigten Vermittlungsbemühungen von Verkehrs- und Digitalminister Andreas Scheuer (CSU), sofern sie überhaupt stattgefunden haben, nicht gefruchtet haben.
Die aktuell vergebenen Lizenzen laufen zum 31. Dezember 2020 aus.

Der „Konsultationsentwurf einer Entscheidung der Präsidentenkammer über die Anordnung und Wahl des Verfahrens zur Vergabe sowie zu den Festlegungen und Regeln im Einzelnen (Vergaberegeln) und über die Festlegungen und Regelungen für die Durchführung des Verfahrens (Ausschreibungsregeln) von Frequenzen in dem Bereich 450 MHz für den drahtlosen Netzzugang“ sowie die Stellungnahmen dazu stehen auf der Internetseite der Bundesnetzagentur zum Download zur Verfügung.

Der Anteil des auf Basis des Ökostromgesetzes geförderten Stroms an der an Endkunden verkauften Strommenge belief sich auf rund 17,7 % beziehungsweise 10,4 Mio. kWh, verglichen mit rund 16,5 % beziehungsweise 9,8 Mio. kWh im Jahr 2018. Dies entspricht einem Plus von rund 6 %.

Zu beachten ist dabei, dass sich die an Endkunden verkaufte Strommenge von 59,3 Mio. kWh auf 58,9 Mio. kWh verringerte. Wie Urbantschitsch betonte, heißt dies jedoch nicht, dass der Stromverbrauch in Österreich gesunken wäre. Vielmehr handelt es sich um eine „verringerte Abnahme aus dem öffentlichen Netz“. Insbesondere Industrie und Gewerbe hätten angesichts der tendenziell steigenden Marktpreise für elektrische Energie verstärkt auf Eigenerzeugung gesetzt.

Die höheren Marktpreise verringerten auch das sogenannte „Unterstützungsvolumen“, also jene Geldmittel, die die Endkunden zur Ökostromförderung aufbringen müssen. Laut Urbantschitschs Vorstandkollegen Andreas Eigenbauer sank das Unterstützungsvolumen von 702 Mio. Euro im Jahr 2018 auf 582 Mio. Euro im vergangenen Jahr. Für einen durchschnittlichen Haushalt mit 3.500 kWh Jahresbedarf beliefen sich die Förderkosten 2019 auf etwa 71 Euro, verglichen mit 91 Euro im Jahr 2018.

Gegenüber 2018 um rund 3 % oder 30 Mio. auf 1.077 Mio. Euro gestiegen ist dagegen das sogenannte „Vergütungsvolumen“, also die Summe der insgesamt ausbezahlten Ökostromförderungen. Sie setzt sich aus dem Unterstützungsvolumen und den Marktpreisen für elektrische Energie zusammen. Steigt der Marktpreis um 1 Ct/kWh, so verringert sich das Unterstützungsvolumen um rund 100 Mio. Euro. Das Vergütungsvolumen ändert sich dagegen nicht. Ausbezahlt wird das Vergütungsvolumen in Form von Einspeisetarifen. Diese fielen von 10,70 Ct/kWh im Jahr 2018 auf 10,30 Ct/kWh im Jahr 2019. Bedingt war dies vor allem durch die niedrigere Einspeisevergütung für Photovoltaik-Anlagen. Sie belief sich 2019 auf 19,84 Ct/kWh, 2018 waren es 26,56 Cent gewesen.

„Entschiedene“ Befürwortung des EAG

Wie berichtet, ist seit vergangener Woche das Erneuerbare-Ausbau-Gesetz (EAG) samt den Novellen zu wesentlichen Begleitbestimmungen in Begutachtung. Mit dem EAG wird das Fördersystem für Ökostrom von den Einspeisetarifen auf variable, technologiespezifische Marktprämien umgestellt. Laut Urbantschitsch und Eigenbauer begrüßt die E-Control das EAG „entschieden“. Dieses sei wichtig, um Österreich, wie geplant, ab 2030 bilanziell vollständig mit Ökostrom versorgen zu können. Notwendig sei dafür eine Steigerung der Stromerzeugung mittels erneuerbarer Energien um 27 Mrd. kWh oder 50 %.

Eigenbauer zufolge handelt es sich um einen „Riesenschritt“, der verständlicherweise mit Kosteneffekten für die Endkunden verbunden sein dürfte. Diese Effekte seriös abzuschätzen, sei zurzeit noch nicht möglich. Laut Urbantschitsch hängen diese nicht zuletzt von den künftigen Marktpreisen für elektrische Energie ab.

Noch zu diskutieren sind unter anderem die im Rahmen des EAG-Pakets vorgesehenen Bestimmungen zur Netzreserve, konstatierten Urbantschitsch und Eigenbauer. Entgegen den Wünschen der Elektrizitätswirtschaft ist in dem Paket keine Absicherung der thermischen Kraftwerke vorgesehen. Stattdessen sollen die notwendigen gesicherten Erzeugungskapazitäten über ein Ausschreibeverfahren ermittelt werden, an dem sich auch die Betreiber von Ökostromanlagen sowie die Industrie beteiligen können.

In der E-Wirtschaft herrschen erhebliche Zweifel, dass die Netzreserve auf diese Weise bereitgestellt werden kann. Eigenbauer sieht in dem Entwurf im EAG-Paket einen „ersten Vorschlag“. Hinsichtlich der endgültigen Lösung bleibe die parlamentarische Begutachtung abzuwarten.

Dem will jetzt der baden-württembergische Energiekonzern EnBW, der selbst ein großes Ladenetz betreibt, etwas entgegensetzen. Ab 2. November gibt es eine Gebühr für das unnötige Blockieren von Ladekapazität. Sie soll für eine bessere Verfügbarkeit der mittlerweile über 100.000 Ladepunkte im europäischen Netz des Anbieters sorgen: Nach vier Stunden Ladezeit wird eine Zahlung von 9,75 Cent pro Minute fällig. 95 % aller Ladevorgänge, sind, wie das Unternehmen mitteilt, bereits nach drei Stunden beendet. Gedeckelt werden soll die Gebühr bei 11,70 Euro.

Vor allem in den Innenstädten, so hofft EnBW, werde die Regelung für mehr Fairness unter den E-Mobilisten sorgen. Denn die Blockiergebühr ändere für den Normalnutzer nichts, sondern sie falle nur für diejenigen an, die die Ladestationen als Parkplatz benutzen.

Darüber hinaus rechnet der Dienstleister für die Forschungsorganisation in Zukunft auch an öffentliche Ladestationen ab. Fraunhofer-Mitarbeiter können Stromzapfstellen unterwegs per App freischalten oder europaweit mit einer RFID-Karte über gängige Roaming-Plattformen nutzen, heißt es.

An die institutseigenen Ladepunkten können laut Dienstleister individuelle Tarife für Mitarbeiter und Fahrzeugflotten festgelegt werden. Jedes Institut könne eigenständig Preise an seinen Ladestationen angeben. Mitarbeiter können die Daten ihrer Ladevorgänge über eine webbasierte Version des Lademanagement-Portals des Dienstleisters oder per App einsehen.

Da der schillernde Tech-Milliardär vor allem Zukunftsmusik lieferte, wurden die hohen Erwartungen an das Event, bei dem Beobachter auf bahnbrechende Innovationen bei der Fertigung von Autobatterien spekuliert hatten, letztlich nicht erfüllt. Effiziente und kostengünstige Batterien gelten als Voraussetzung dafür, dass sich die Elektromobilität im Massenmarkt durchsetzen kann.

Doch auch wenn der Tesla-Chef mal wieder eine Menge vorführte und ankündigte − insgesamt sollen die Batteriekosten dank technischer Fortschritte halbiert und die Reichweite der E-Autos massiv erhöht werden − handelte es sich zunächst nur um mittel- bis langfristige Versprechen. Musk hatte die Hoffnungen auf einen unmittelbaren Durchbruch schon am Vorabend gedämpft, indem er bei Twitter erklärte, dass sich die Innovationen in Teslas Batterie-Technologie erst ab 2022 in größeren Produktionsvolumen bemerkbar machen dürften.

Trotz dieser Vorwarnung reagierten Anleger enttäuscht und ließen die Aktien, die schon mit einem Minus von 5,6 % aus dem regulären US-Handel gegangen waren, nachbörslich um weitere mehr als 7 % fallen. Allerdings zählt Tesla mit einem Kursplus von über 400 % im laufenden Jahr auch zu den größten Überfliegern am Markt, so dass die Gelegenheit für Gewinnmitnahmen günstig ist. Mit einem Börsenwert von gut 395 Mrd. Dollar ist der Musk-Konzern aktuell der mit Abstand am höchsten gehandelte Autohersteller weltweit.

Die Fermenter aus Duplexstahl fassen 6.200 sowie 2.700 Kubikmeter und haben wegen der beengten Platzverhältnisse eine Höhe von fast neun Metern. Die Rohstoffe sind, so Vertriebsmanager Vladimir Bogatov, bei der Anlieferung schon aufbereitet und gelangen als fertiger Flüssigmix in die Anlage. Das Biogas wird in Boilern mit einer thermischen Leistung von 7 MW in Wärme umgewandelt.

„Unsere selbst entwickelte Steuerung „LoMOS“ wird dafür sorgen, dass die Substrate automatisch vom Vorlager in die Fermenter gepumpt werden, damit letztlich die unterbrechungsfreie Versorgung mit Wärme gewährleistet ist“, erklärte Bogatov. Der nachhaltige Kreislauf schließt sich durch die Aufbereitung der Gärreste in einer Klärstufe. Der verbleibende Feststoff wird anschließend kompostiert.

Wie es bei Weltec weiter heißt, arbeitet der koreanische Staat konsequent daran, bei der Strom- und Wärmeversorgung autark zu werden sowie den Anteil der erneuerbaren Energien zu erhöhen. Kürzlich wurde ein Green New Deal angekündigt, um bis 2050 CO2-neutral zu werden. Südkorea ist damit das erste Land in Ostasien mit einem festen Zeitrahmen beim Kampf gegen den Klimawandel.

Weltec hat bereits 2012 und 2016 zwei Biogasanlagen in Südkorea gebaut. Da die Regierung die Nutzung grüner und nachhaltiger Wärme gesetzlich unterstützt, hofft man jetzt, dass es in Zukunft noch weiteren Bedarf bei technisch ausgereiften Biogasanlagen gibt.

„Die aktuell steigenden Infektionszahlen in zahlreichen Ländern und internationale Reisebeschränkungen machen die Planung einer Präsenzmesse mit Teilnehmern aus aller Welt derzeit sehr unsicher“, sagte der Chef der Messegesellschaft, Bernd Aufderheide.

In früheren Jahren waren bis zu 35.000 Besucher zu der Windenergie-Messe angereist. Die Messegesellschaft arbeite nun intensiv an digitalen Formaten, die sie bald vorstellen will. Die Entscheidung, die gemeinsam mit Mitorganisatoren, Partnern und dem Messebeirat getroffen wurde, ist ein weiterer Rückschlag für den Standort Hamburg sowie Hotels, Gastronomie und Einzelhandel.

Vorbehaltlich der Genehmigung durch die zuständigen Behörden wollen sie die Transaktion im ersten Halbjahr 2021 abschließen. Der Betrag enthält den Kaufpreis von 165,9 Mio. Euro sowie die Schulden der GCA bei der OMV, die sich auf 436,9 Mio Euro belaufen und die der Verbund übernimmt. Unterstellt wird bei dem Geschäft, dass der Unternehmenswert der GCA bei insgesamt 980 Mio. Euro liegt.

Die GCA ist der größte österreichische Betreiber von Erdgas-Hochdruckleitungen, die nicht zuletzt auch internationalen Gas-Transiten dienen. An ihr beteiligt ist zurzeit neben der OMV die AS Gas-Infrastruktur GmbH, ein Gemeinschaftsunternehmen der Allianz-Gruppe und des italienischen Gasnetzbetreibers Snam.

Über das rund 900 km lange Netz der GCA können jährlich bis zu 143 Mrd. Kubikmeter Erdgas vom Netzknoten Baumgarten nordöstlich von Wien nach Deutschland, Frankreich, Kroatien, Slowenien und Ungarn transportiert werden. Zu ihren wichtigsten Leitungen gehört die rund 245 km lange West-Austria-Gasleitung (WAG) zwischen Baumgarten und Oberkappel an der oberösterreichisch-bayrischen Grenze.

Nicht Teil dieses Netzes ist dagegen die Trans-Austria-Gasleitung (TAG), durch die russisches Erdgas von der Slowakei über Baumgarten nach Italien gelangt. Die GCA ist aber mit 15,53 % am TAG-Betreiber TAG GmbH beteiligt, die übrigen 84,47 % gehören der Snam.

Transport von grünem Wasserstoff als Perspektive

Die OMV und der Verbund hatten seit März über die Übernahme der GCA-Mehrheit verhandelt. Anlässlich der nunmehrigen Vertragsunterzeichnung sprach der stellvertretende Verbund-Generaldirektor Michael Strugl von einem „wichtigen strategischen Schritt“. Erdgas habe als Brückentechnologie eine „wesentliche Rolle“ für das Gelingen der Energiewende.

Überdies könne das Netz der GCA künftig eventuell auch für den Transport von anderen Gasen dienen, insbesondere von „grünem“ Wasserstoff. Dieser wird durch die Zerlegung von Wasser in Sauerstoff und Wasserstoff mittels Ökostrom gewonnen. Ferner erwartet der Verbund laut Strugl auf lange Sicht das Entstehen „einer globalen Wasserstoffwirtschaft, bei der große Energiemengen international transportiert werden müssen“.

Die Abkürzung steht für „Methodikentwicklung für Qualitätsnachweise Solarthermischer Großanlagen unter realen Betriebsbedingungen“. Das vierjährige Forschungsprojekt, finanziert vom österreichischen Klima- und Energiefonds, wurde kürzlich abgeschlossen, teilte das Institut mit. „Wir haben zusammen mit unseren Industriepartnern die gesteckten Ziele voll erreicht und die Testmethode D-CAT für große Kollektorfelder entwickelt“, sagt Ohnewein.

Die Methode basiert auf einem numerischen Modell, das zu den gemessenen Betriebsdaten passt und hilft, das Verhalten der Solarwärmeanlage zu verstehen. Dabei erfolgt die Auswahl der geeigneten Messdaten automatisch. Mit Hilfe des Kollektorfeld-Modells und der Messdaten des realen Anlagenbetriebs werden Parameter ermittelt, die zeigen, wie leistungsstark das Kollektorfeld in der Praxis tatsächlich ist. Diese Parameter sind laut der AEE Intec im Wesentlichen vergleichbar mit den Ergebnissen eines Normtests für einzelne Solarkollektoren, jedoch erweitert auf große Kollektorfelder. Die Leistungskennwerte beschreiben die optischen Eigenschaften, die Wärmeverluste und die Wärmeübergänge im Kollektorfeld.
„Die D-CAT Testmethode ermöglicht die Bewertung eines Kollektorfelds als technische Komponente, die die Kollektorparameter klar von Witterungs- und Betriebseinflüssen trennt“, erklärt Daniel Tschopp, ein Kollege von Philip Ohnewein bei AEE Intec. Die Leistungsbewertung des Kollektorfeldes ist also weitestgehend unabhängig davon, dass die tatsächlichen Betriebszustände von idealen Testbedingungen abweichen, weil zum Beispiel der Sommer verregnet ist oder vorübergehend höhere System-Temperaturen auftreten.
 
Die Test-Methode kann bei Kollektorfeldern mit einer Größe von wenigen 100 bis zu mehreren 10.000 m² eingesetzt werden, so die Wissenschaftler. Im Projekt „MeQuSo“ nutzten die Wissenschaftler von AEE Intec das Kollektorfeld neben dem Fernheizwerk in Graz mit insgesamt 8.249 m² Kollektorfläche, um nachzuweisen, dass die neue Auswertungsmethode die Vorgänge in der Solarwärmeanlage gut beschreibt. In der Anlage Fernheizwerk Graz sind Flachkollektoren von mehreren europäischen Herstellern verbaut, die so erstmals in der gleichen Anlage unter gleichen Rahmenbedingungen (Betrieb, Wetter) verglichen werden konnten.

Für das Modell D-CAT 2-N werden die Temperatur und der Massenstrom am Eingang und Ausgang des Kollektorfeldes sowie Daten zur solaren Einstrahlung benötigt. Der D-CAT Test kann laut dem Institut parallel zum Realbetrieb durchgeführt werden, es müssen also keine speziellen Testzyklen gefahren werden.

Das Verfahren soll in Zukunft Betreiber von solaren Nahwärmeanlagen dabei unterstützen, die Anlagenregelung zu optimieren und damit den Ertrag zu maximieren. Im Realbetrieb ist die Methode noch nicht.

Das Potenzial für Solarwärmenutzung in Nahwärmesystemen in Europa ist laut AEE Intec groß. Von den rund 5.000 bestehenden Wärmenetzen nutzen bisher erst etwa 150 Sonnenwärme. Für Wärmeversorger ist es entscheidend, dass sie den von den Technologielieferanten garantierten Solarerträgen vertrauen können, um das finanzielle Risiko gering zu halten. AEE Intec ist überzeugt, dass dieser Ertragsnachweis künftig das Risikomanagement für große Solarthermie erleichtern kann.

Der Endbericht über die D-CAT Testmethode können Interessierte als PDF auf der Seite der AEE Intec herunterladen.

In der Branche und bei Covestro gilt Wasserstoff als ein wichtiger Baustein auf dem Weg zur Klimaneutralität sowie für die Entwicklung hin zu einer Kreislaufwirtschaft, heißt es in einer Unternehmensmitteilung. Covestro verfolge zudem das Ziel, sich vollständig auf die Kreislaufwirtschaft auszurichten. Auch hierbei komme Wasserstoff eine hohe Bedeutung als Energieträger und alternativer Rohstoff zu.

Covestro ist nach eigenen Angaben ein Innovationsführer auf dem Gebiet der Elektrochemie, bei der wichtige Ausgangsstoffe für die Kunststoffproduktion erzeugt werden. Das Unternehmen fördere die Entwicklung von Technologien zur Nutzung von Wasserstoff in der industriellen Produktion und beteilige sich an der Entwicklung von Speicher- und Transportlösungen für den Aufbau einer Wasserstoff-Infrastruktur.

Die chemische Industrie habe großes Interesse daran, die Energiewende mit ihrem Know-how und ihren Ideen zu unterstützen, erklärte Schäfer. „Ich freue mich sehr, das Fachwissen unserer Branche einbringen zu können, damit Deutschland und Europa beim Thema Wasserstoff an der Spitze bleiben.“

Der promovierte Physiker sieht Technologieoffenheit und eine umfassende Analyse der Potenziale für die Erzeugung und Nutzung von Wasserstoff als Grundlage. Auch verwandte Fragen wie der notwendige Ausbau erneuerbarer Energien müssten dabei eine Rolle spielen.

Der Nationale Wasserstoffrat wurde im Rahmen der im Juni 2020 vom Bundeskabinett verabschiedeten Nationalen Wasserstoffstrategie ins Leben gerufen. Die insgesamt 26 Experten stammen unter anderem aus den Bereichen Forschung, Industrie und Verkehr. Sie sollen Vorschläge und Handlungsempfehlungen zur Umsetzung und Weiterentwicklung der Wasserstoffstrategie erarbeiten. 

Mit einem Umsatz von 12,4 Mrd. Euro im Jahr 2019 gehört Covestro zu den weltweit größten Polymer-Unternehmen. Die wichtigsten Abnehmerbranchen sind die Automobilindustrie, die Bauwirtschaft, die Holzverarbeitungs- und Möbelindustrie sowie der Elektro- und Elektroniksektor.

Die Mitgliederliste kann auf der Homepage des Wirtschaftsministeriums heruntergeladen werden.

"Die Corona-Pandemie und die vermehrte Arbeit im Homeoffice stellt auch die IT-Infrastruktur von Unternehmen vor große Herausforderungen", konstatiert das Statistische Bundesamt und wirft einen Blick auf das Thema IT-Sicherheit in Deutschland. Bei den konkreten Maßnahmen waren 2019 Software-Aktualität, Datensicherung in der Cloud und sicher Passwörter am weitesten verbreitet, wie die Statista-Grafik zeigt.

Dabei unterstützen wollen jetzt Studierende der Universität Witten/Herdecke: Sie haben Apollon gegründet, um mehr Solaranlagen auf Deutschlands Dächer zu bringen. Das als Sozialunternehmen beschriebene Start-up erleichtert die Planung von Solaranlagen durch individualisierte Informations- und Vergleichsangebote über eine eigene Internetseite. Mitgründer Lukas Förster (22): „Wir zeigen Hauseigentümern, dass Klimaschutz sich durch Stromkosteneinsparungen sehr gut rechnet und erleichtern ihnen die mühsame Planung. Auf Wunsch übernehmen wir sogar die komplette Organisation bis zur Installation der Solaranlage und darüber hinaus.“

Apollon ist ein Ergebnis der Nachhaltigkeitsinitiativen der Universität Witten/Herdecke: studentische Projekte, aus denen auch sozial orientierte Unternehmen entstehen, etwa auch für den verpackungsfreien Einkauf oder ethisch hergestellte Kleidung. Die Universität fördert Nachhaltigkeit und Unternehmertum durch besondere Lehrangebot und die Integration sozialen Engagements in die Curricula. 

Der Nachhaltigkeitsgedanke habe das Team von Apollon geprägt, sagt Jan Haase, ein weiterer der Gründer: „Wir fühlen Verantwortung für Umwelt und Gesellschaft und sehen Photovoltaik als eine großartige Möglichkeit, regional umweltfreundlichen und sauberen Strom zu erzeugen. Indem wir den Prozess der Installation vereinfachen, können mehr Menschen Photovoltaikenergie bei sich zu Hause nutzen.“

Unterstützt wird Apollon durch das Entrepreneurship Zentrum Witten (EZW) der Universität: Es fördert vorwiegend Start-ups, die sich dem Bereich Social Entrepreneurship zuordnen lassen und globale Probleme unternehmerisch und nachhaltig lösen wollen.

Erste Ergebnisse der Zusammenarbeit „haben gezeigt, dass wir durch das Optimieren der Ladeprofile Einsparungen von bis zu 40 % erzielen können − und das ist erst der Anfang“, sagt Jürgen Mayerhofer, Gründer und Geschäftsführer von Enspired.

Die meisten E-Autofahrer laden ihre Autos am Morgen oder abends, der Tankvorgang beginnt in der Regel unverzüglich, wenn das Ladekabel an die Station angeschlossen ist. „Dies ist jedoch typischerweise genau die Zeit, zu der die Strompreise innerhalb eines Tages betrachtet am höchsten sind“, so Martin Klässner, Geschäftsführer von Has-to-be. Die meisten E-Autos hängen aber zum Tanken über mehrere Stunden an der Ladesäule. Sie könnten so auch zu günstigeren Stunden laden.

Der Kunde kann Parameter festlegen

Hier kommt nun Enspired ins Spiel. Die vom Unternehmen entwickelte Software zieht dann den Strom aus der Ladestation, wenn die Preise für den Kunden am Handelsmarkt am günstigen sind. Gleichwohl hat der E-Autobesitzer alles in der Hand: Der Autofahrer könne die Rahmenbedingungen des Ladevorganges, also zum Beispiel bis wann das E-Auto vollgeladen sein soll, bestimmen, so Mayerhofer. „Wir laden innerhalb der Vorgaben immer genau dann, wenn der Strom kurzfristig zu den besten Konditionen verfügbar ist.“

Enspired optimiert die dahinter hängende Strombeschaffung am Intraday-Strommarkt – und das vollautomatisch. Das Team besteht nach eigenen Angaben aus Experten im algorithmischen Handel, Data Scientists, Software Entwicklern und „Technologie-Enthusiasten“.

Has-to-be kümmert sich mittels seiner Cloudanwendung „be.ENERGISED“ um den Betrieb von Ladestationen. Mehr als 100 Mitarbeiter arbeiten am Firmensitz im österreichischen Radstadt und den Niederlassungen in Berlin, Düsseldorf, München und Wien. Nach eigenen Angaben verwaltet das Unternehmen aktuell 25.000 Ladepunkte und täglich mehr als 6.500 Ladevorgänge.

Ein jetzt in Wörth präsentierter Prototyp des Lkw ist nach Unternehmensangaben schon nahe an der Serientauglichkeit. Das für den schweren Verteilerverkehr konzipierte Modell komme auf ein Reichweite von rund 200 km. Das Serienmodell soll noch deutlich weiter kommen.

Vorgesehen ist, den E-Actros als Zwei- und Dreiachser auf den Markt zu bringen. Was die Nutzlast angeht, soll er den Fahrzeugen mit Dieselaggregat in nichts nachstehen. Das gelte auch im Hinblick auf „Verfügbarkeit und Leistungserbringung“ sowohl im städtischen Verkehr wie bei Autobahn- oder Überlandfahrten, heißt es.

Zusätzlich zum Verteiler-Lkw will der Hersteller ein Modell für den Einsatz in kommunalen Entsorgungsbetrieben in Serie bauen. Start für den E-Econic soll im Jahr 2022 sein.

„Wir erweitern damit das Portfolio des Werks Wörth und gehen konsequent einen weiteren Schritt Richtung CO2-neutralem Transport“, sagt Matthias Jurytko, Standort- und Produktionsleiter in Wörth. Das Unternehmen sieht in der Elektromobilität nicht zuletzt Perspektiven für Beschäftige, da „neue Aufgabengebiete und Jobgebiete entstehen“.

CO2-Neutralität strebt Lkw-Hersteller nicht nur für seine Fabrikate, sondern auch für die Fertigung an. Bis zum Jahr 2022 sollen das Werk in Wörth und alle anderen deutschen und europäischen Lasterschmieden von Daimler eine CO2-neutrale Energieversorgung haben.

Sie sieht vor, die digitalen Ziele von Siemens in den Bereichen Service-Modernisierung und Digitalisierung, datengetriebene Services, Cloud-Transformation und Cybersecurity voranzutreiben.

Die Verträge wurden jeweils separat mit der Siemens AG, Siemens Energy AG und der Medizintechnik-Tochter Siemens Healthineers AG geschlossen. Das ist darauf zurückzuführen, dass Siemens Energy − wie zuvor auch schon Healthineers − ab dem 28. September als eigenständiges Unternehmen an der Börse vertreten sein wird. 

Die Unternehmen haben zugleich angekündigt, ihre globale Allianz über die technische Zusammenarbeit hinaus auszubauen, um gemeinsam entwickelte digitale Lösungen auf den Markt zu bringen. Über die nächsten fünf Jahre hinweg erwarten sich die Partner von dieser vertriebsorientierten Initiative erhebliche zusätzliche gemeinsame Umsätze.

Das französische Unternehmen Atos ist als IT-Dienstleister mit 110.000 Mitarbeitern in 73 Ländern tätig und hat einen Jahresumsatz von 12 Milliarden Euro.

Der Dienstleister, das Unternehmen VSB in Dresden, übernimmt nach eigenen Angaben auch die Abstimmung mit den Behörden im Hinblick auf die Anerkennung der Nachrüstung nach dem Immissionsschutzgesetz.

Die roten Leuchten von Windenergieanlagen sollen nach den Vorgaben des Gesetzgebers ab 1. Juli 2021 nur noch blinken, wenn sich sich ein Flugzeug nähert. Realisieren lässt sich dies dadurch, dass die Beleuchtungssysteme auf Transponder-Signale von Fliegern reagieren. „Dass Windräder bald nur noch bei Bedarf blinken, ist eine gute Sache für Anwohner und Bürger in den Regionen“, sagt Reiner Ebe, Projektmanager bei den Stadtwerken. Experten schätzen, dass sich die nächtlichen Leuchtsignale von Windkraftanlagen mit der Technik um mehr als 95 % reduzieren lassen.

Nachgerüstet werden insgesamt 32 Anlagen. 27 betreibt die Ecowerk GmbH, ein Tochterunternehmen der Stadtwerke Tübingen, fünf entfallen auf die Kommunal Partner mbH, ein Zusammenschluss aus sechs kommunalen Stadtwerken in Baden-Württemberg.

Die Investitionskosten veranschlagt man in Tübingen auf 30.000 bis 35.000 Euro je Windenergieanlage. „Derzeit verschaffen wir uns einen Markt- und Kostenüberblick über die zugelassenen Transpondersysteme“, sagt Stadtwerke-Sprecher Ulrich Schermaul. Was den Zeitplan angeht, versuche man, das Projekt fristgerecht bis zum 30.06.2021 durchzuführen. „Die Umstellung hängt jedoch insbesondere von den Verfügbarkeiten und Kapazitäten der vorhandenen Systeme und Hersteller ab“, betont er.

Der Bundesrat hatte im Februar dieses Jahres grünes Licht für die Neufassung der entsprechenden allgemeinen Verwaltungsvorschrift gegeben. Grundlage ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz von 2017. Danach „müssen Betreiber von Windenergieanlagen an Land, die nach den Vorgaben des Luftverkehrsrechts zur Nachtkennzeichnung verpflichtet sind, ihre Anlagen mit einer Einrichtung zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung (BNK) von Luftfahrthindernissen ausstatten“. Das gilt auch für Anlagen auf See.

Daten des Wetterdienst Meteomatics zeigen, dass vor allem die Windkraftleistung am Donnerstagmorgen bei kräftigen 30.000 MW liegt, im Laufe des Nachmittags aber auf 12.000 MW zurückgeht und sich auch am Freitag auf diesem Niveau hält. Die PV trägt rund 18.000 MW an Leistung bei. Das ändert sich am Freitag, hier wird die PV-Leistung angesichts des trüben Wetters lediglich mit 11.000 MW zur Mittagsspitze prognostiziert. Der Day Ahead könnte damit wieder über die 40-Euro-Marke steigen.

Das Kalenderjahr 2021 Base an der EEX notiert am Mittwochnachmittag bei 41,40 Euro/MWh. Am Dienstag stand der Wert noch etwas höher bei 41,50 Euro/MWh. Der Markt bewegt sich weiterhin seitwärts. Richtige Aufreger gibt es nach Angaben von Marktteilnehmern nicht. Das „neue Normal“ in der Corona-Krise habe auch den Strommarkt erfasst, die Händler geben sich unaufgeregt. Selbst die Beschlüsse der Bundesregierung zur EEG-Novelle haben kaum Einfluss auf das Handelsgeschehen gehabt, da das Gesetz noch durch den Bundestag und Bundesrat muss.

Es sei nicht jede Preisbewegung rational erklärbar, meint ein Händler. Manchmal könnten die Preise schon Tage vor einem Kälteeinbruch steigen, manchmal bewegen sie sich erst, wenn die Temperatur schon unten ist. Alles in allem sei im Moment die Versorgungslage noch sehr gut und die eine oder andere Wartungsarbeit an einer Pipeline dürfte von den Speichern locker zu kompensieren sein. Ohnehin seien die Wartungsarbeiten in Norwegen weitgehend beendet.

Somit dürften die Preise weiterhin volatil bleiben, aber insgesamt ihr aktuelles Niveau beibehalten. Denn die wichtigen Faktoren, wie etwa die gesamtwirtschaftliche Situation, änderten sich erst einmal nicht.

Der Day-Ahead-Kontrakt für den niederländischen Handelspunkt TTF ging bis zum Nachmittag gegenüber dem Vortagsschlusskurs um knapp 40 Cent nach oben auf 11,75 Euro/MWh. Der Frontmonat legte im Tagesverlauf ebenfalls zu und erreichte 11,95 Euro/MWh. Für das Frontjahr standen wie am Vortag 13,50 Euro/MWh zu Buche.

Der Day-Ahead-Kontrakt für das deutsche NCG-Gebiet kletterte um rund 20 Cent auf 11,45 Euro/MWh. Der Frontmonat verzeichnete bei 11,74 Euro/MWh ein Plus von rund 25 Cent.