18. April 2024
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
VERANSTALTUNG: Wege zur kommunalen Klimaneutralität beschreiten
KWK : KWK-Branche will Stütze der Wärmewende sein
GAS: Entsog gibt Entwarnung für den Gasmarkt
WINDKRAFT ONSHORE: Anwohner neuer Windräder sollen finanziell profitieren
HANDEL & MARKT
WINDKRAFT ONSHORE: Netzagentur kassiert Ausschreibungs-Plus weitgehend ein
PHOTOVOLTAIK: Low Carbon nimmt Deutschland ins Visier
WASSERKRAFT: Kommunen können sich an Wasserkraftwerk beteiligen
WIRTSCHAFT: Abu Dhabi greift nach Spaniens Naturgy
REGENERATIVE: Wasserkraft für Deutsche Bahn
STATISTIK DES TAGES: Anteil verschiedener Energieträger an der Stromerzeugung
TECHNIK
BIOGAS: Biomethan-Potential deutlich größer als geschätzt
F&E: Bundesregierung investiert trotz knapper Mittel in Batterieforschung
WIRTSCHAFT: Mangan aus Tschechien soll Europas E-Auto-Produktion sichern
WÄRME: Heizenergie einsparen mit geringem Aufwand
UNTERNEHMEN
STROMNETZ: Nachtragshaushalt sichert Investitionen ins Berliner Stromnetz
STROMNETZ: Teag steckt 600 Millionen Euro in die Netze
WINDKRAFT ONSHORE: Neue Windparks für Mannheimer Versorger
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: Preise für Strom, CO2 und Erdgas sinken
GASMARKT: Gasmarkt beruhigt sich nach Rallye
SERVICE
STELLENANZEIGEN
REDAKTION
IMPRESSUM
PROGNOSEN ZU WIND, PHOTOVOLTAIK UND WETTER
WEITERE ENERGIEDATEN
TOP-THEMA
Kennzahlen verbessern sich durchweg für mehr Wind onshore
Quelle: Shutterstock / Blue Planet Studio
WINDKRAFT ONSHORE.
Ein Fast-Rekord an Genehmigungen, wieder kürzere Verfahren, starker Zubauminus; so hat sich die deutsche Windenergie im ersten Quartal an Land entwickelt.
Ungeachtet der Verbesserung entscheidender Kennzahlen im ersten Quartal 2024 wird Deutschland sein gesetzliches Wind-onshore-Ausbauziel von 69.000 MW für 2024 verfehlen. „Das ist nicht zu schaffen, das ist unrealistisch“, sagte Jürgen Quentin, Referent bei der Fachagentur Windenergie an Land (FA Wind) am 17. April, als er die neuen nationalen Zu- und Rückbau-, Genehmigungs- und Bestandszahlen vorstellte.
Die Rechnung geht so: Im ersten Quartal wurde mit 2.628 MW die größte installierte Leistung seit Beginn der Aufzeichnungen 2014 genehmigt. Ein Ausreißer nach oben waren nur 6.153 MW Ende 2016 gewesen, kurz vor dem Beginn der wettbewerblichen Subventions-Ausschreibungen.
Zusammen mit früheren Genehmigungen rechnet Jürgen Quentin damit, dass in den nächsten 24 Monaten „wohl“ 15.500 MW ans Netz gehen. Drei Viertel davon haben nach seinen Berechnungen einen Zuschlag aus einer Ausschreibung.
Stärkster Zubau seit sechs Jahren
Der Bestand ist bei 61.500 MW angelangt, da würde es an ein Wunder grenzen, wenn nach den 717 MW Zubau im ersten Quartal plötzlich 7.500 MW in den restlichen drei Quartalen des Jahres hinzukämen.
Das Plus von 717 MW war das höchste in einem ersten Quartal seit sechs Jahren. 2019 war der absolute Tiefpunkt mit 134 MW, 2017 der bisherige Jahresauftakts-Rekord von 1.104 MW.
Jürgen Quentin sprach von einer „beispiellosen“ Genehmigungslage. Sowohl der im ersten Quartal erfolgte Zubau als auch die neuen Genehmigungen entfallen zu mehr als zwei Dritteln wieder auf die „Länder-Quadriga“ Nordrhein-Westfalen, Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Brandenburg, wie er die windkraftstärksten Länder nennt.
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| Optimist: Jürgen Quentin von der FA Wind Quelle: E&M / Georg Eble |
Zugpferd Brandenburg lahmt schon, NRW demnächst auch?
Allerdings lahme eines der vier Zugpferde, Brandenburg, bei den Genehmigungen mit nur 167 MW, was nur noch einem fünften Platz entspricht, also quasi dem Ausscheiden aus der Quadriga. Quentin führt dies auf eine Art Moratorium zurück, nachdem das Oberverwaltungsgericht (OVG) Berlin-Brandenburg Flächenentwicklungspläne gekippt hatte. Der FA-Wind-Referent ist aber zuversichtlich, dass von Brandenburg im Laufe des Jahres noch „substantielle“ Genehmigungen zu sehen sein werden.
Wenn es nach der Befürchtung des Landesverbandes Erneuerbare Energien (LEE) NRW geht, wird das Bundesland, das mit 806 MW Genehmigungen das mit Abstand größte Zugpferd ist, als nächstes lahmen. Laut einer Verbandsmitteilung will Schwarz-Grün im Wirtschaftsausschuss des Landtages eine „Übergangsregelung“ aus dem Landesentwicklungsplan in das Landesplanungsgesetz schieben, die das OVG NRW in Münster als solche für rechtswidrig erklärt hatte.
Demnach können die Genehmigungsbehörden Bauanträge auf Eis legen, bis neue Regionalpläne stehen. Dies wird für Ende 2025 erwartet, LEE-Vorsitzender Hans-Josef Vogel spricht daher von einem „Verhinderungsinstrument“.
„Energiewende nur mit Bayern zu schaffen“
Mit zusammen 7 Prozent der Neugenehmigungen im ersten Quartal war die Südregion erneut mehr oder weniger eine Flauteregion für Windstrom-Erzeugung. Zur Region gehören ganz Baden-Württemberg und das Saarland, fast ganz Bayern sowie Teile von Hessen und Rheinland-Pfalz bis etwa zur Mainlinie.
Auch im Bestand weisen die Südländer − abgesehen von Berlin − die geringste installierte Leistung pro Landesfläche auf, vor allem Bayern mit 37 kW pro Quadratkilometer, während der Durchschnitt bei 172 kW liegt und Spitzenreiter Schleswig-Holstein 540 kW leistet. Auf eine Frage nach der Gewichtung zwischen politischen und topografischen Gründen erwiderte Jürgen Quentin: „Bayern muss trotz gewisser topografischer Einschränkungen 1,8 Prozent seiner Landesfläche bereitstellen. Ohne Bayern ist die Energiewende nicht zu schaffen.“
Saldiert ein Rückbau in einem Bundesland
Beim regionalen Zubau-Ranking liegen die Quadriga-Länder mit bis zu 131 MW pro Land mit weitem Abstand vorne. Schlusslichter sind Bayern (+15 MW), Baden-Württemberg, Mecklenburg-Vorpommern (je +10 MW) und Thüringen (ohne Neuanschluss).
Rechnet man den Rückbau gegen, so ging in Thüringen die installierte Leistung um 9 MW zurück. In Niedersachsen gab es mit 48 MW den größten Rückbau. Laut Quentin ist das Deinstallations-Geschehen dynamischer geworden. Er führt es auf einen Nachholeffekt zurück: Während der Energiekrise im zweiten Halbjahr 2022 waren mehr alte Windräder noch rentabel. Das ist jetzt anders, nachdem die Strompreise gesunken sind.
Von gut zwei Jahren auf gut zwei Jahre
Schließlich haben sich die Verfahrenslängen erstmals seit 2021 verringert, von 25,6 Monaten auf 24,7. Der Median fiel gar von 22,4 Monaten auf 18,2. Mit Abstand am fixesten war in den fünf Quartalen seit Anfang 2023 ironischerweise Bayern mit einem verringerten Durchschnitt von 9,1 Monaten. Trantüte Mecklenburg-Vorpommern ließ sich im Mittel 38,9 Monate Zeit, mehr als vorher.
Die Präsentation ist auf der Website der FA Wind nachzulesen und herunterzuladen.
Quelle: Berliner ENERGIETAGE_Quelle Rolf Schulten
Wege zur kommunalen Klimaneutralität beschreiten
VERANSTALTUNG. Die „Berliner Energietage“ versammeln derzeit 100 Veranstaltungen zur Energiewende. Am zweiten von drei Online-Tagen ging es um Wege zur kommunalen Klimaneutralität.
Einen Blick hinter die Kulissen der Arbeit an den Klimaneutralitätsstrategien für die Städte Aachen, Bonn und Köln bot der zweite Tag der „Berliner Energietage“ online. Wie die kommunale Wirksamkeit für die Klimaneutralität in die Waagschale geworfen werden kann, stellten Mitarbeiter des Wuppertal Instituts sowie der Gertec Ingenieurgesellschaft vor. Sie schöpften dabei aus eigenen Erfahrungen aus der Zeit von 2021 bis 2023. In dieser Zeitspanne unterstützten sie die Städte Aachen, Bonn und Köln dabei, Strategien für eine klimaneutrale Zukunft zu erarbeiten.
Städten komme eine wichtige Rolle bei der Transformation zur Klimaneutralität zu, unterstrich Andreas Hübner, Projektingenieur und Gesellschafter der Gertec. Kommunen könnten auf vielfältige Weise Wirkung erzielen. In jedem Fall müsse für eine kommunale Klimaneutralitätsstrategie Zeit eingeplant werden. Sie werde um so erfolgreicher, je besser alle Teile der Verwaltung, Wirtschaft und Bevölkerung einbezogen werden. Selbst das Standesamt und Kulturvertreter wie ein Orchester könnten und wollten Beiträge leisten.
Der Weg sollte daher von der gemeinsamen Strategieentwicklung über die Veränderungen in der Verwaltungsorganisation bis hin zur stadtweiten Verankerung auf dem Weg zur Umsetzung der Strategie gehen. Denn Städte seien durchaus mit ihren Energieunternehmen, Verkehrsbetrieben oder Sporteinrichtungen eigene Konzerne mit Wirkkraft, unterstrich Hübner. Dies sei auch Beispiel für die private Wirtschaft. Auf dem Weg zur Klimaneutralität müssten Städte unterschiedliche Rollen annehmen, teilweise anpassen und neu entdecken.
Alle Unternehmen einbeziehen
So könne die Stadt zum Beispiel mit Verkehrsplanung klimafreundliche Mobilität fördern oder behindern. Am Beispiel der Stadt Bonn wurde erläuterte, wie der Klimaaktionsplan der Bürgerinnen und Bürger zum Klimaplan 2035 erweitert wurde. Ausgehend vom Ziel der Erreichbarkeit wichtiger Ziele wie Einkaufen, Arzt, Schule, Freizeiteinrichtung oder Verwaltung binnen 15 Minuten ohne Auto entstand ein neuer Mobilitätsplan.
Die Aachener Klimaneutralitätsstrategie zeigte beispielhaft, welche Anforderungen an die Governance von Klimaneutralitätsprozessen bestehen und was dies für die Veränderung der Organisationsstrukturen in kommunalen Verwaltungen bedeutet. So hätten viele Städte inzwischen eine Stabsstelle beim Bürgermeister, die über alle Dezernatsgrenzen das Thema Klimaschutz vernetzt und befördert.
Köln gilt als Beispiel für einen konkreten Aktionsplan, der die Einflussmöglichkeiten des Konzerns Stadt zusammenführt. Auch Raumplanung und alle städtischen Betriebe seien hier Teil der Klimaschutz- und Dekarbonisierungsmaßnahmen. Hübner hob dabei hervor, dass weniger Verzichtsdebatten als das Aufzeigen von Gewinnen Menschen zum Mitmachen begeistere. So steige die Lebensqualität bei weniger Autoverkehr in der Innenstadt. Mit selbst erzeugter Energie aus erneuerbaren Quellen gewinnen die Eigentümer Wertschöpfung und Einkünfte, die bisher an die Lieferanten von Kohle, Öl und Erdgas flossen.
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| Beispiel der Planung für die klimaneutrale Kommune Köln Quelle: Gertec |
KWK-Branche will Stütze der Wärmewende sein
Quelle: E&M / Heidi Roider
KWK . Die KWK-Branche kämpft nach wie vor mit einem gewissen Unwillen der Politik und einer rückläufigen Inlandsnachfrage. Obwohl die KWK dringend gebraucht wird, so das Credo am Kongress.
„Es muss sich etwas ändern im BHWK-Bereich“, sagte Markus Gailfuß am 16. April auf dem BHKW-Jahreskongress in Dresden. Der KWK-Experte und Geschäftsführer von BHKW-Consult, dem Veranstalter des Jahreskongresses, gab auch in diesem Jahr traditionell als Einstieg in den Jahreskongress einen Überblick über die Situation auf dem KWK- und BHKW-Markt. Die KWK-Branche müsse sich konzeptionell umstellen und dekarbonisieren, so Gailfuß. Nichtsdestotrotz werde die KWK dringender gebraucht als je zuvor, wenn die Klimaziele erreicht werden sollen.
Das Motto der diesjährigen Veranstaltung war daher auch: „Chancen und Herausforderungen der Energiewende“. Am Markt zeigte sich bereits 2022 eine schwächelnde Inlandsnachfrage bei KWK-Anlagen. Diese zurückhaltende Nachfrage ist aus Sicht von Herstellern auf die fehlende Planungssicherheit für BHKW zurückzuführen (wir berichteten dazu im BHKW-Ranking). Diese Situation hat sich kaum gebessert, unter anderem wartet die Branche seit Monaten auf eine Novelle des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG). Auch die Novellierung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) hatte zu Verunsicherung geführt – nicht nur in der Energiewirtschaft.
Auf dem Kongress stellte Gailfuß auch Zahlen zum Heizkessel-Markt vor. Demnach konnten zwar Wärmepumpen im vergangenen Jahr ihren Anteil am Gesamtmarkt erhöhen. Der Anteil stieg von 24,2 Prozent im Jahr 2022 auf 27,2 Prozent. Der Anteil an regenerativen Biomassekesseln sank hingegen von 9,1 auf 3,8 Prozent. Der Verkaufsschlager war 2023 wieder Gas: Mit einem ähnlichen hohen Anteil wie im Vorjahr lag der Anteil von Gas-Kesseln bei mehr als 53 Prozent.
Bei einem Blick auf die Entwicklung der KWK-Modulanzahl ist ein leicht rückläufiger Trend zu beobachten. An Modulen sind derzeit bundesweit 1.201 registriert. Im Jahr 2021 lag diese bei 1.103, und im Jahr 2014 betrug die Anzahl der registrierten Module 1.228. Betrieben werden die KWK-Anlagen zum größten Teil mit Erdgas, gefolgt von Biogas und Deponie-/Klärgas. Die Zahl der verfügbaren Module von Herstellern, die mit 100 Prozent Wasserstoff betrieben werden können, stieg in den vergangenen vier Jahren auf 18.
Ohne KWK keine umsetzbare Wärmewende
Damit die KWK künftig ihre Vorteile nutzen und somit auch zum Klimaschutz beitragen kann, darin waren sich die Referenten auf dem Jahreskongress allgemein einig, müsse die KWK-Technologie weg vom Erdgas und künftig flexibler gefahren werden. Damit sei die „dezentrale KWK ein idealer Partner für die erneuerbaren Energien“, betonte etwa Christoph Zeis, ein Referent bei Kongress. Er ist Geschäftsführer des kommunalen Contractingdienstleisters Energiedienstleistungsgesellschaft Rheinhessen-Nahe mbH (EDG).
Zudem sei die KWK bei der Versorgungssicherheit gerade in der Heizperiode unverzichtbar, weil sie den Wärme- mit dem Strommarkt verbinde, wenn Photovoltaik naturgemäß kaum Beiträge liefert. Allerdings werde die KWK im Gebäudeenergiegesetz nicht explizit geregelt und in der Kraftwerksstrategie der Bundesregierung fehle sie vollständig. Solche politischen Entscheidungen seien nicht nachvollziehbar.
Dass zum Beispiel die Kraftwerksstrategie ganz ohne KWK auskommen will, bezeichnete unter anderem Professor Bernd Thomas von der Hochschule Reutlingen in seinem Vortrag als „verwunderlich“. Bei zwei Aufgaben sieht der Experte die KWK als wichtige Stütze: Zum einen könne sie – insbesondere auf der Verteilnetzebene – die nötige Stabilität im Netz liefern, um mehr Wärmepumpen oder Ladesäulen anbinden zu können.
Zum anderen könne sie einen Teil der Residuallast liefern, die mit einem steigenden Anteil an erneuerbarem Strom in den nächsten Jahren noch steigen werde.
Um diesen Aufgaben gerecht zu werden, müssen KWK-Anlagen künftig drei wesentliche Punkte erfüllen. Erstens muss die „KWK zukünftig am Strombedarf orientiert betrieben werden“, so Thomas. Wärmegeführte Anlagen seien passe. Als zweiten wichtigen Punkt nannte der Professor eine „veränderte Anlagenauslegung“. Damit KWK-Anlagen künftig flexibel betrieben werden können, müssen die Anlagen sowie die dazu gehörigen Speicher „überbaut“ werden. Zugleich werden die Betriebsstunden sinken. Hier betonte er, dass andere Vergütungsmodelle für die KWK gefunden werden müssen. Diese müssten sich an der Netzdienlichkeit und der bedarfsgerechten Stromerzeugung orientieren, etwa durch variable Einspeisetarife oder Kapazitätsprämien. Und als dritten Punkt müssten die Anlagen künftig auch mit Wasserstoff betrieben werden können.
Als Fazit sagte Thomas, dass dezentrale KWK-Anlagen in einer hohen Anzahl bereits heute vorhanden seien. Hier nannte er eine elektrische Leistung von rund 30.000 MW. Diese Anlagen könnten einen signifikanten Beitrag zur Residuallastdeckung und zur Netzunterstützung leisten. Dafür müsste die KWK aber Teil der Kraftwerksstrategie werden.
Entsog gibt Entwarnung für den Gasmarkt
Quelle: Fotolia / Dmitry Naumov
GAS. Die Sicherheit der Gasversorgung hat sich in den letzten Monaten weiter verbessert. Die EU kommt inzwischen ohne russisches Leitungsgas über die Runden.
Zu diesem Ergebnis kommt der jüngste Situationsbericht des Verbandes der Erdgasnetzbetreiber, Entsog. Am 1. April befanden sich in den Gasspeichern der EU (einschließlich Großbritannien) noch 663 Milliarden kWh Energie. Die Speicher waren damit noch zu 59 Prozent gefüllt, der höchste Stand seit fünf Jahren.
Die Aussichten für den nächsten Winter würden außerdem dadurch verbessert, dass neue LNG-Terminals ans Netz gegangen seien, heißt es in der Analyse weiter. Zum ersten Mal werden darin auch zusätzliche Speicher in der Ukraine berücksichtigt, die von Versorgern in der EU genutzt werden können.
Zwar könne es auch im nächsten Winter noch zu Engpässen kommen. In den meisten Szenarien, die Entsog untersucht hat, können sie aber überwunden werden, wenn sich die Mitgliedsstaaten der EU solidarisch verhalten. Die Gasinfrastruktur reiche aus, um die Speicher in enger Zusammenarbeit im Sommer wieder aufzufüllen, sagt Entsog-Direktor Piotr Kus: „Unsere Analyse zeigt, wie wichtig die Speicher sind und dass wir durch zusätzliche Kapazität in der Ukraine erheblich an Flexibilität gewinnen.“
Im Sommer 2023 lag der Verbrauch weiter um 15 Prozent unter dem Durchschnitt der letzten fünf Jahre. Damit rechnet Entsog auch für dieses Jahr. Gleichzeitig halbierten sich die Lieferungen (über Pipelines) aus Russland auf nur noch 7 Prozent. Trotzdem sei es der EU gelungen, mit einem Speicherstand von 96 Prozent in die Wintersaison zu starten.
Dass davon am Ende der Heizperdiode noch 59 Prozent übrig sind, führt Entsog auf mehrere Faktoren zurück: einen Rückgang des Verbrauchs aufgrund des milden Winters, aber auch aufgrund der von den Mitgliedsstaaten ergriffenen Sparmaßnahmen. Zum sparsamen Umgang mit Gas hätten außerdem die hohen Preise beigetragen.
Künftig bis zu 10 Prozent mehr Speicherkapazität
Die Voraussetzungen dafür, die Speicher in den nächsten sechs Monaten wieder aufzufüllen, sind nach Ansicht von Entsog gut. Der Ausbau der Infrastruktur erlaube es, mehr Flüssiggas (LNG) zu importieren und zu einer besseren Kooperation zwischen den Mitgliedsstaaten zu kommen. Das Auslaufen der Transitvereinbarung zwischen Russland und der Ukraine am Ende dieses Jahres eröffne Unternehmen aus der EU die Möglichkeit, mehr Gas an die Ukraine und nach Moldawien zu liefern und dort vorhandene Speicher zu nutzen. Damit stünden der EU in Zukunft bis zu 10 bcm Speicherkapazität (+10 Prozent) zusätzlich zur Verfügung.
Die allermeisten Szenarien zeigten, dass die Speicher bis Ende September auch ohne russisches Gas wieder aufgefüllt werden könnten. Alleine über die LNG-Terminals könnten in den Sommermonaten 96 bcm (966 Milliarden kWh) importiert werden, weitere 69 bcm über Pipelines aus Norwegen. Nur wenn deutlich weniger LNG verfügbar wäre, könnte der Speicherstand von 90 Prozent nicht bis zum 1. Oktober ohne russisches Pipelinegas erreicht werden.
Unter der Voraussetzung, dass die EU ohne russisches Gas auskommen muss und die Gasnachfrage auch im nächsten Winter um 15 Prozent geringer ausfällt als im Durchschnitt der fünf Refernzjahre 2017-21, wären die Speicher der EU Ende März 2025 immer noch zu 43 Prozent gefüllt. Dann wären zusätzliche LNG-Importe im Sommer 2025 nötig, um die Speicher wieder aufzufüllen.
Sollte die Nachfrage wieder das Niveau vor dem Ausbruch des Ukrainekrieges erreichen und kein russisches Gas mehr zur Verfügung stehen, würden die Speicherstände auf 11 Prozent zurückgehen. Lieferbeschränkungen könnten dann nicht mehr ausgeschlossen werden.
Anwohner neuer Windräder sollen finanziell profitieren
Quelle: E&M / Katia Meyer-Tien
WINDKRAFT ONSHORE. Bis 2040 will die rot-grüne Landesregierung Niedersachsen klimaneutral machen. Der Ausbau der erneuerbaren Energien soll dafür deutlich beschleunigt werden.
Wer in der Nähe von Windenergieanlagen und Solaranlagen auf Freiflächen wohnt, soll davon in Niedersachsen künftig finanziell profitieren. Ein entsprechendes Gesetz hat der Landtag am 17. April mit den Stimmen der Regierungsfraktionen SPD und Grüne beschlossen. Die CDU enthielt sich, die AfD stimmte gegen das Vorhaben.
Das Ziel der Landesregierung ist es, den Ausbau der erneuerbaren Energien aus Wind und Sonne deutlich zu beschleunigen und das Land bis 2040 klimaneutral zu machen. Neben der Bürgerbeteiligung sieht das neue Gesetz dafür auch kommunale Wind-Flächenziele sowie eine Akzeptanzabgabe vor, die die Anlagenbetreiber an die Kommunen zahlen müssen.
Bei der Beteiligung der Anwohner geht es um Windenergieanlagen und Freiflächen-Photovoltaikanlagen, die erst noch errichtet werden sollen. Die Vorhabenträger werden verpflichtet, den Anwohnern in einem Umkreis von 2,5 Kilometern ein entsprechendes Angebot zu machen. Für die Ausschüttung gibt es laut Energieministerium unterschiedliche Möglichkeiten, etwa niedrige Strompreise, Direktzahlungen oder die Beteiligung an Bürgerenergiegenossenschaften.
Im Schnitt sollen die Bürger so mit 0,1 Cent je eingespeister kWh berücksichtigt werden. „Diese direkte Beteiligung der Menschen vor Ort ist neu und bundesweit einzigartig“, sagte Energieminister Christian Meyer (Grüne).
30.000 Euro pro Jahr für die Kommunen
Die Akzeptanzabgabe für die Kommunen soll 0,2 Cent je eingespeiste Kilowattstunde betragen. Laut Ministerium sind das rund 30 000 Euro pro Jahr für jedes neue Windrad. Die Kommunen könnten mit dem Geld zum Beispiel einen kostenlosen Eintritt ins Freibad, die Stärkung des Nahverkehrs, ein Kulturfestival oder die Förderung sozialer Einrichtungen bezahlen, zählte Meyer auf.
Die Flächenvorgaben für die Regionen sollen bis Ende 2032 erreicht werden. Sie sind auf maximal 4 Prozent der Fläche gedeckelt und orientieren sich an einer von Wissenschaftlern ermittelten Windkraft-Eignung. Dabei wurden Ausschlussfaktoren wie Wohngebiete, Verkehr, Infrastruktur, Naturschutz, Militär und Wasser berücksichtigt. Der Höchstwert von vier Prozent wurde für die Landkreise Lüneburg, Rotenburg und Uelzen festgelegt, für die Stadt Osnabrück hingegen nur 0,02 Prozent.
Im Ergebnis sollen damit künftig 2,2 Prozent der Landesfläche für Windenergieanlagen bereitstehen. Das entspricht etwa einer Verdopplung der bisher genutzten Fläche.
Niedersachsen liegt beim Ausbau der erneuerbaren Energien nach Angaben der Bundesnetzagentur bundesweit auf Platz zwei hinter Bayern. Mehr als die Hälfte der installierten Leistung entfällt dabei auf die mehr als 6.300 Windenergieanlagen an Land.
Quelle: Fotolia / Björn Braun
Netzagentur kassiert Ausschreibungs-Plus weitgehend ein
WINDKRAFT ONSHORE. Die Ausschreibungsgrößen gehen bei der deutschen Windkraft an Land wie bei der luxemburgischen Echternacher Springprozession vor und zurück. Der BWE protestiert.
Wie gewonnen, so zerronnen: Die Bundesnetzagentur hat die vor weniger als vier Wochen ausgesprochene Ausweitung der Ausschreibungskapazität für Windenergie im deutschen Binnenland von 2.500 MW auf fast 4.100 MW für den 2. Mai am 17. April weitgehend rückgängig gemacht. Die Behörde senkte die ausgeschriebene Leistung auf etwas unter 2.800 MW und schöpfte damit die gesetzliche 30-Prozent-Kürzungsmöglichkeit im Rahmen der sogenannten endogenen Mengensteuerung voll aus. Der Bundesverband Windenergie (BWE) sprach von einem „falschen Signal“.
Die Ausschreibung am 2. Mai ist die zweite von vieren in diesem Jahr, in dem insgesamt 10.000 MW ausgeschrieben werden sollen. Am 1. Februar konnten von den ersten 2.500 MW nur knapp 1.800 MW bezuschlagt werden, weil es schlicht nicht mehr Gebote gab (wir berichteten). Der mittlere Zuschlagswert landete daher auch hauchdünn um 0,01 Ct/kWh unter dem Höchstwert von 7,35 Ct/kWh.
Eine solche Unterzeichnung droht nach Ansicht der Netzagentur auch im Mai, erklärte sie auf ihrer Ausschreibungsseite. Der Sinn der Ausschreibungen ist ein Preiskampf um möglichst niedrige Stromeinspeise-Subventionen, der ad absurdum geführt wird, wenn sich jeder Projektierer praktisch sicher sein kann, dass er mit einem Gebot auf den Höchstwert auch noch einen Zuschlag bekommt.
Der BWE äußerte die Ansicht, die Behörde hätte bei etwa 5.500 MW genehmigter Onshore-Windleistung, die in die Ausschreibung gehen darf, mehr „Mut“ zeigen sollen, dass eine Ausschreibung von 4.100 MW gut gegangen wäre.
Im ersten Quartal hatte mit 2.628 MW die bisher mit Abstand zweithöchste installierte Windkraft-Leistung an Land in Deutschland Genehmigungen erhalten (siehe separate Meldung). BWE-Präsidentin Bärbel Heidebroek kritisierte: „Die Branche lässt mit jedem Monat die Durststrecke, die die letzte Bundesregierung verursacht hat, weiter hinter sich. Das hätte die BNetzA deutlicher berücksichtigen können.
Warum beteiligen sich zu wenige Projektierer an Ausschreibungen?
Jürgen Quentin, Referent bei der Fachagentur Windenergie an Land, bezifferte bei einer Präsentation von Windkraft-Zahlen am 17. April die Beteiligungsquoten an den jüngsten Onshore-Ausschreibungen auf etwa die Hälfte der zulässigen Projektleistungen.
Er habe dafür aus Gesprächen in der Branche zwar keine Gesamterklärung, aber mehrere Erklärungsansätze:
- Einige Projektierer warteten wegen Lieferschwierigkeiten länger auf Trafos für Umspannwerke, die sie selbst statt des Anschluss-Netzbetreibers bauen müssten, und hätten Sorge vor der Pönale von 15.000 Euro/MW, wenn sie nach einem Zuschlag nicht rechtzeitig fertig werden.
- Genauso scheuten andere Projektentwickler die Teilnahme, weil ihre immissionsschutzrechtliche Genehmigung beklagt werde. Dies sei bei jeder fünften Genehmigung so, und ein Prozess vor dem Verwaltungsgericht könne gut und gerne 30 Monate dauern.
- Im Übrigen erwögen andere Vorhabenträger Änderungsgenehmigungen auf modernere Anlagen, wohingegen sie mit einem Zuschlag auf den älteren Anlagentyp festgelegt wären.
Low Carbon nimmt Deutschland ins Visier
Quelle: Jonas Rosenberger
PHOTOVOLTAIK. Low Carbon mit Hauptsitz in Großbritannien will seine Präsenz in Deutschland mit einer ersten Solarpipeline von mehr als 400 MW ausbauen.
Ziel sei es, auch in der Bundesrepublik ein bedeutendes Portfolios an Erneuerbaren-Anlagen zu entwickeln, wie es in einer Pressemitteilung von Low Carbon heißt. Zunächst soll der Solarpark am Weißholz in Brandenburg mit 63 MW bis 2025 in Betrieb gehen. Mit den jährlich erzeugten 69 Millionen kWh können nach Unternehmensangaben mehr als 35.000 Tonnen an CO2-Emissionen pro Jahr eingespart und 40.000 Haushalte versorgt werden.
Der Solarpark am Weißholz hatte erst kürzlich die Baugenehmigung durch die Gemeinde erhalten. Aktuell stehen noch die Fertigstellung der Umweltkartierung und Änderungen in der Zonenplanung an.
Neben der Entwicklung von Solarkapazitäten prüft Low Carbon nach eigenen Angaben in Deutschland weitere Projekte im Bereich Wind und Speicherung. Die deutsche Niederlassung von Low Carbon mit Hauptsitz in Berlin wird von Head of Development Murad Can geleitet.
Ian Larive, Managing Director of Investments von Low Carbon, kommentiert das Deutschland-Engagement: „Unsere Wachstumspläne für den deutschen Markt für erneuerbare Energien markieren einen entscheidenden Schritt, die Energiewende zu beschleunigen. Unser Team verfügt über langjährige Erfahrung im Bau und Betrieb von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien und wir sind entschlossen, eine Schlüsselrolle bei der Verwirklichung des europäischen Ziels der Klimaneutralität zu spielen.“
Murad Can: „Deutschland ist der größte Markt für erneuerbare Energien in Europa und hat ehrgeizige nationale Ziele für den Einsatz von Solarenergie und Windkraft bis in die 2030er Jahre. Wir machen gute Fortschritte mit unserem Vorzeigeprojekt, dem Solarpark am Weißholz, der kürzlich die Zustimmung der Gemeinde erhalten hat.“
Low Carbon entwickelt und betreibt Solar-, Wind-, Energiespeicher- und Abfallverwertungsprojekte in Großbritannien, Europa und Nordamerika. Als Ziel nennt das Unternehmen, bis 2030 rund 20.000 MW an neuen Kapazitäten zu schaffen und zu betreiben. Derzeit seien weltweit mehr als 12.000 MW in Entwicklung.
Kommunen können sich an Wasserkraftwerk beteiligen
Das neue EnBW-Wasserkraftwerk Rheinhausen. Links die alte Anlage, die mehr als 100 Jahre Strom erzeugt hat, jetzt aber nicht mehr läuft. Quelle: EnBW / Bernhard Rein
WASSERKRAFT. Die EnBW hat ein modernes kleines Wasserkraftwerk in Rheinhausen in Betrieb genommen. Kommunen in der Region können sich beteiligen.
Das Kraftwerk wurde an einem historischen Standort errichtet: Gleich daneben befindet sich eine Anlage, die 1905 entstanden ist. Zur feierlichen Inbetriebnahme waren gekommen: Steffen Ringwald, Geschäftsführer Netze BW GmbH, Michael Gutjahr, Leiter der Regionalzentren Baden-Franken Netze BW GmbH, Martin Schreiner, Dezernent und Amtsleiter Ländlicher Raum beim Landratsamt Emmendingen sowie EnBW-Projektleiterin Claudia Berger.
Gutjahr erklärte: „Das neue Wasserkraftwerk in Rheinhausen leistet einen wichtigen Beitrag für die Versorgung der Region mit Strom aus erneuerbarer Energie. Mit dem Beteiligungsangebot der EnBW Kommunale Beteiligungen GmbH sind die Kommunen der Region eingeladen, Teil dieses Energiewende-Projekts zu werden.“
Steffen Ringwald: „Über mehr als hundert Jahre hinweg hat das bestehende Wasserkraftwerk die Region sicher mit Strom versorgt. Wir freuen uns sehr, dass die Stromerzeugung aus erneuerbarer Wasserkraft in Rheinhausen auch für die kommenden Jahrzehnte einen festen Platz haben wird.“
Technische Vorzeigeanlage
Martin Schreiner: „Das Wasserkraftwerk der EnBW in Rheinhausen ist nicht nur technisch eine Vorzeigeanlage. Auch das Antrags- und Genehmigungsverfahren lief trotz komplizierter Verhältnisse reibungslos ab.“ Das Projekt sei ein Musterbeispiel für die Nutzung erneuerbarer Energien, auch in einem Naturschutzgebiet.
Projektleiterin Berger verwies darauf, dass die Anlage die Region mit 1 Million kWh erneuerbarem Strom pro Jahr versorgt. Das entspricht dem jährlichen Strombedarf von etwa 250 Haushalten. Mit der neuen Fischauf- und -abstiegshilfe leiste es außerdem einen wichtigen Beitrag zum Schutz der Fischfauna und Kleinstlebewesen im Gewässer. Die Investitionskosten für die neue Anlage mit einer Leistung von 139 kW beziffert EnBW mit 3,3 Millionen Euro. Sie ersetzt das alte Kraftwerk, das nicht mehr in Betrieb ist.
Damit sich die Kommunen in der Region an der klimafreundlichen Stromerzeugung beteiligen können, will die EnBW Kommunale Beteiligungen GmbH gemeinsam mit interessierten Städten und Gemeinden eine Gesellschaft gründen: die „Klima vernetzt Südbaden GmbH & Co. KG“.
Die Kommunen können sich mit Beträgen in Höhe von 50.000 bis 300.000 Euro daran beteiligen. Der Eintritt in die Gesellschaft ist voraussichtlich Mitte 2024 möglich. Die Beteiligungsquote der Kommunen liegt bei bis zu 74,9 Prozent.
Mit der „Klima vernetzt Südbaden GmbH & Co. KG“ lege EnBW, wie es in einer Unternehmensmitteilung heißt, auch den Grundstein für eine mögliche Erweiterung der Beteiligung, etwa durch Integration anderer Projekte zur Stromerzeugung aus Windkraft und Photovoltaik.
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| Symbolische Inbetriebnahme des Kraftwerks Rheinhausen. Von links: CDU-Bundestagsabgeordneter Yannick Bury, Steffen Ringwald, Geschäftsführer Netze BW, Martin Schreiner, Dezernent und Amtsleiter des Dezernats Ländlicher Raum beim Landratsamt Emmendingen, EnBW-Projektleiterin Claudia Berger, Michael Gutjahr, Leiter der Regionalzentren Baden-Franken der Netze BW und SPD-Bundestagsabgeordneter Johannes Fechner Quelle: EnBW / Bernhard Rein |
Abu Dhabi greift nach Spaniens Naturgy
Quelle: Fotolia / caruso13
WIRTSCHAFT. Das Öl- und Gasunternehmen Taqa aus Abu Dhabi bestätigt Pläne zur Übernahme des größten spanischen Gasversorgers Naturgy.
Das spanische Energieunternehmen Naturgy ist in den Fokus des Wettbewerbers Taqa aus Abu Dhabi geraten. Zuerst berichteten spanische Medien über das Interesse des Öl- und Gasunternehmens aus den Emiraten, den größten Gasversorgers der iberischen Halbinsel übernehmen zu wollen. Am 17. April bestätigte Taqa gegenüber der spanischen Börsenaufsicht CNMV die Gespräche.
Größter Einzelaktionär ist mit rund 26 Prozent die spanische Investmentgruppe Criteria Caixa. Weitere Aktionäre sind die Investmentgesellschaften CVC (über die Beteiligung La Rioja mit einem Anteil 20,7 Prozent) und der Infrastrukturfonds GIP (20,6 Prozent).
Laut Taqa haben die Konversationen mit Criteria Caixa ein mögliches „Kooperationsabkommen bezogen auf Naturgy“ zum Inhalt. Außerdem bestätigte der potentielle arabische Investor Gespräche mit CVC und GIP über einen möglichen Kauf ihrer Anteile an Naturgy. In diesem Fall würde Taqa ein Übernahmeangebot für die übrigen Aktien der börsennotierten Gesellschaft unterbreiten müssen. Bisher gebe es aber keine Übereinkunft zwischen Taqa und den Naturgy-Anteilseignern, so das Unternehmen aus Abu Dhabi weiter.
Regierungszustimmung notwendig
Klar ist dagegen, dass eine Übernahme des strategisch bedeutenden Energieunternehmens der Zustimmung der spanischen Regierung bedarf. Außerdem ist es zweifelhaft, dass die Großaktionäre ein Angebot auf Basis des aktuellen Börsenkurses von 22 Euro je Aktie akzeptieren würden. Denn die Titel notierten vor Jahresfrist noch bei knapp 30 Euro. Hier müsste Taqa wohl eine ordentliche Prämie anbieten.
Naturgy ist aus der Fusion des Gasversorgers Gas Natural mit dem Stromversorger Union Fenosa hervorgegangen. Das Unternehmen mit Sitz in Barcelona ist in 20 Staaten aktiv. Neben Spanien betrifft das Strom- und Gasgeschäft vor allem Lateinamerika. Insgesamt unterhält der Konzern eine Stromerzeugungskapazität von 17.000 MW, insbesondere aus Erdgas, und produzierte 2023 rund 44 Milliarden kWh Strom, davon 30 Prozent erneuerbaren Ursprungs.
Außerdem besitzt das Unternehmen Gasverteilnetze mit 290.000 Kilometer Länge und hat im letzten Jahr 270 Milliarden kWh Energie, davon 249 Milliarden kWh Gas und 21 Milliarden kWh Strom, an insgesamt 18 Millionen eigene Endkunden geliefert. Außerdem leitet es Erdgas auch für Dritte durch. Insgesamt waren das 2023 inklusive der eigenen Kunden 410 Milliarden kWh.
Naturgy kauft Erdgas unter anderem in Algerien und dem Nahen Osten (Oman) ein. Es unterhält ferner sechs LNG-Terminals in Spanien. Der eigentliche Strategieplan von Naturgy sieht vor, das Geschäft mittelfristig in zwei Unternehmen aufzuspalten: eines für Infrastruktur und eines für Energieerzeugung und Vertrieb. Eine Partnerschaft zwischen Taqa und Criteria Caixa könnte dafür die Basis sein. Criteria Caixa hatte seinerseits gegenüber der CNMV bestätigt, regelmäßig mit Partnern Gespräche über Zukunftsoptionen bei Naturgy zu führen.
Wasserkraft für Deutsche Bahn
Quelle: Fotoliastock / WERK
REGENERATIVE. Der Energiekonzern Uniper versorgt die Deutsche Bahn in Zukunft jährlich mit 88 Millionen kWh Strom aus schwedischer Wasserkraft.
Langfristiger Liefervertrag zwischen Staatsunternehmen: Der Energiekonzern Uniper, an dem der Bund seit Dezember 2022 gut 99 Prozent der Anteile hält, hat mit der zu 100 Prozent staatlichen Deutschen Bahn einen Stromlieferdirektvertrag (Power-Purchase-Agreement, PPA) abgeschlossen. Die Vereinbarung sieht die Lieferung von jährlich 88 Millionen kWh vor und gilt für fünf Jahre, wie Uniper mitteilt.
Beginnen sollen die Lieferungen im Jahr 2028. Der Strom soll aus vier Laufwasserkraft-werken in Schweden kommen. Uniper-Vertriebsvorstand Carsten Poppinga sieht in Wasserkraft einen „der wichtigsten Bausteine der Energiewende“. Ein Baustein, der noch vor Kurzem auf Begehrlichkeiten bei der bayerischen Staatsregierung stieß. Im Sommer vergangenen Jahres hatte sie verkündet, alle bayerischen Wassekraftwerke des Konzerns in eine landeseigene Gesellschaft übernehmen zu wollen. Im März dieses Jahres ruderte Bayerns Wirtschaftsminister Hubert Aiwanger (Freie Wähler) zurück.
Bayerische Wasserkraft dient der Bahn dem Vernehmen nach bereits seit 100 Jahren. So lange besteht der „Walchenseevertrag“. Die noble alte Dame der bayerischen Energieversorgung, wie der Uniper-Pressesprecher für Wasserkraft, das Kraftwerk bei Kochel liebevoll nennt, feiert in diesem Jahr Jubiläum (wir berichteten). Die im Jahr 1924 errichtete Anlage − seit 1983 ist sie geschütztes Industriedenkmal – zählt mit einer Jahresproduktion von 300 Millionen kWh heute noch zu den großen Hochdruckspeicherkraftwerken in Deutschland.
Uniper will nach eigener Aussage bis 2040 CO2-neutral sein. Im Jahr 2030 will der Konzern mehr als 80 Prozent seiner installierten Kraftwerksleistung zur CO2-freien Stromproduktion nutzen. Nachdem das Unternehmen nach dem Ende der Gaslieferungen aus Russland finanziell in Schieflage geraten und auf staatliche Hilfe angewiesen war, schrieb es im vergangenen Jahr wieder schwarze Zahlen. Vor Zinsen und Steuern schloss Uniper 2023 mit einem bereinigten Ergebnis in Höhe von 6,4 Milliarden Euro ab.
Anteil verschiedener Energieträger an der Stromerzeugung
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STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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Die Statistik verdeutlicht, dass in den letzten Monaten neben den fossilen Energieträgern wie Erdgas und Kohle, inzwischen vor allem die erneuerbaren Energien zentraler Bestandteil der deutschen Stromerzeugung und -versorgung sind. Trotz Schwankungen hat speziell der Anteil der Nettostromerzeugung aus Windkraft im zugenommen und betrug im März 2024 rund 33 Prozent.
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Biomethan-Potential deutlich größer als geschätzt
BIOGAS. Biomethan kann nach einer Untersuchung eine größere Rolle in einer dekarbonisierten Energiewirtschaft spielen als bislang vorgesehen.
Die EU hat sich im Rahmen ihres Klimapaktes zum Ziel gesetzt, die Biomethan-Produktion von heute rund 4 bcm bis 2030 auf 35 bcm pro Jahr zu erhöhen. Damit wäre das Potential aber noch lange nicht ausgeschöpft, hat der Europäische Biogas-Verband (EBA) jetzt mitgeteilt.
Nach einer Untersuchung der amerikanischen Unternehmensberatung Guidehouse im Auftrag des EBA könnten in Europa (EU + Großbritannien, Norwegen und Schweiz) 2040 bis zu 111 bcm Biomethan erzeugt werden. Das wären etwa 30 Prozent des Gasverbrauchs in diesen Ländern. Etwa zwei Drittel davon könnten in klassischen Biogasanlagen erzeugt werden, vor allem aus Feldfrüchten (42 Prozent), Gülle (19 Prozent) und anderen Agrarabfällen(19 Prozent). Auch Industrieabwässer kämen als Ausgangsprodukt in Frage.
Ein Drittel des Biomethans könnte durch thermische Gasifizierung von Holzabfällen und organischen Abfällen erzeugt werden, heißt es in der Studien von Guidehouse. Zusätzliche Rohstoffe für die Biogasproduktion könnten durch den Anbau auf stillgelegtem oder kontaminiertem Ackerland oder den Einsatz neuer Technologien erschlossen werden.
Am größten ist das Potential der Studie nach in Deutschland, Frankreich, Spanien, Polen und Italien. In diesen Ländern könnte 2040 mehr als die Hälfte der Biogase produziert werden.
Produktion auf schlechten oder kontaminierten Böden
Neue Möglichkeiten, Biomethan zu erzeugen, sehen die Experten von Guidehouse im Einsatz von „marginalen“ Böden, also Böden schlechter Qualität oder durch eine zweite Ernte. In beiden Fällen stehe die Verwendung für die Biogaserzeugung nicht in Konkurrenz zur Lebensmittelproduktion.
Auch auf Ackerflächen, die aus unterschiedlichen Gründen nicht für den Anbau von Nahrungsmitteln eingesetzt würden, könnte Biomasse erzeugt werden. Solche Flächen gebe es vor allem in den skandinavischen Ländern und Spanien. Insgesamt kämen dafür 70 Millionen Hektar in Frage, auch wenn die Produktion von Biomasse nicht auf allen Flächen wirtschaftlich sei.
Bei den kontaminierten Flächen handele es sich um etwa 2,7 Millionen Hektar Land, das durch Metalle, Salze oder Chemikalien verunreinigt sei. Der Anbau von Feldfrüchten für Biomasse könne auch einen Beitrag zur Sanierung dieser Flächen leisten.
Technologisch seien in den letzten Jahren neue Verfahren zur Herstellung von Biogasen entwickelt oder perfektioniert worden. Dazu gehörten die Pyrolyse, der Einsatz von Algen, die „Hydrothermale Gasifizierung“ oder das Auffangen von Methan, das in Mülldeponien freigesetzt wird.
Industriell besonders vielversprechend sei „erneuerbares Methan“(e-methan). Ausgangspunkt dafür sind grüner Wasserstoff und Kohlenstoffverbindungen, zum Beispiel CO2. Sinnvoll sei das allerdings nur unter bestimmten Umständen, etwa dann, wenn grüner Wasserstoff günstig erzeugt, aber nicht in ein Leitungsnetz eingespeist werden könne.
Bundesregierung investiert trotz knapper Mittel in Batterieforschung
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F&E. Die Mittel des Bundes für Batterieforschung sind von 2021 bis 2024 von 111 auf aktuell 145 Millionen Euro gestiegen. So antwortete die Regierung auf eine Anfrage der CDU/CSU-Fraktion.
Der Bund hat 2023 rund 145 Millionen Euro in die Batterieforschung investiert, in diesem Jahr sind es 155 Millionen Euro. Das geht aus einer Antwort der Bundesregierung auf eine Kleine Anfrage (20/10658) der CDU/CSU-Fraktion hervor. 2022 waren es rund 124 Millionen Euro nach 111 Millionen Euro im Jahr 2021, noch unter der großen Koalition aus Union und SPD.
Wie es in der Antwort weiter heißt, plane die Bundesregierung, in Deutschland eine „technologisch souveräne, nachhaltige Batteriewertschöpfungskette aufzubauen“. Ziel der Forschung sei es, die Abhängigkeiten von ausländischen Akteuren zu verringern, denn der Batterietechnologie komme sowohl für die Autoindustrie als auch „zur Befriedigung des wachsenden Bedarfs an der Zwischenspeicherung elektrischer Energie im Stromnetz“ große Bedeutung zu.
Weniger Mittel für Klimaschutz nach Gerichtsurteil
Die Unionsfraktion hatte befürchtet, dass wegen der Einsparungen im Bundeshaushalt die Batterieforschungsmittel gekürzt würden. Das Bundesverfassungsgericht hatte im November 2023 nach einer Klage der Unionsfraktion untersagt, 60 Milliarden Euro ungenutzte Corona-Kredite für den Klimaschutz umzuwidmen. Dadurch gab es starke Kürzungen im Bundeshaushalt und im Klima- und Transformationsfonds (KTF).
Das Bundesforschungsministerium (BMBF) betonte dagegen die strategische Bedeutung von Speichern: „Das BMBF strebt eine möglichst vollständige Abdeckung der Wertschöpfungskette Batterie am Standort Deutschland sowie europaweit als zirkuläres Modell an.“ Dafür soll es erleichtert werden, Forschungsergebnisse in die industrielle Anwendung zu überführen. So könne Wertschöpfung gelingen und Arbeitsplätze würden geschaffen und gesichert.
„Eine zielführende, langfristige und dennoch flexible Förderung von Schlüsseltechnologien ist aus Sicht des BMBF erforderlich, um langfristig technologisch souverän agieren zu können“, begründete das Ministerium die Ausgaben. So werde beispielsweise der Aufbau der Forschungsfertigung einer Batteriezelle in Münster 2024 mit 53,5 Millionen Euro gefördert. Auch das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) fördert Batterieforschung und ihre Umsetzung in die Produktion, heißt es in der Antwort. Von den Anpassungen im KTF seien keine laufenden Forschungsprojekte betroffen.
Finanzierung für 2025 noch nicht gesichert
Batteriespeicher würden auch zur Unterstützung der Stabilität der Stromversorgung benötigt. „Hierbei steht nicht die Speicherung von Strom im Vordergrund, sondern die schnelle Reaktionsfähigkeit der Batteriespeicher, um sehr kurzfristige Leistungsspitzen aufzunehmen oder abzugeben und die Frequenz im Stromnetz zu stabilisieren“, erläutert die Bundesregierung. Sie strebe an, dass der Bedarf hier produzierender Unternehmen an Batteriezellen und -systemen bis 2035 aus hiesiger Produktion gedeckt werden kann. Dies dürfte nach heutigen Prognosen etwa 400 bis 450 Millionen kWh pro Jahr entsprechen.
„Da der Haushalt 2025 Gegenstand laufender Verhandlungen ist, kann gegenwärtig keine Aussage über die zukünftige Höhe der Finanzierung der Batterieforschungsförderung getroffen werden“, heißt es abschließend.
Die Antwort der Bundesregierung zur Batterieforschung steht als PDF zum Download bereit.
Mangan aus Tschechien soll Europas E-Auto-Produktion sichern
Quelle: Shutterstock / Roman Zaiets
WIRTSCHAFT. Bis 2027 entsteht in Tschechien die europaweit größte Lagerstätte für Mangan. Das Element gilt als kritischer Rohstoff.
Bis 2027 entsteht in Tschechien Europas größte Manganressource. Das Umweltministerium in Prag hat im März grünes Licht für das Vorhaben gegeben, das unweit von Pardubice angesiedelt ist. Dort wurde von 1951 bis 1975 Eisenerz abgebaut. Bis heute sind drei Abraumhalden vorhanden, aus denen künftig Mangan gefördert werden soll.
Der Mangan-Abbau ist auf einen Zeitraum von 25 Jahren angelegt und soll im Laufe des Jahres 2052 auslaufen. Die Explorationsrechte an der Lagerstätte hält die tschechische Mangan Chvaletice.
Studien zufolge weisen die Rückstände aus der einstigen Eisenerzförderung in allen drei Abraumhalden im Schnitt 6,5 Prozent reines Mangan auf. Damit ließen sich dort jährlich 50.000 Tonnen des Elements gewinnen, das als kritischer Rohstoff eingestuft ist.
Auf diese Weise würde sich die Abhängigkeit Europas vor allem von China um etwa die Hälfte mindern. 2023 wurden etwa 113.000 Tonnen Mangan von dort importiert. Ziel der EU ist es, wenigstens 10 Prozent des Bedarfs an kritischen Rohstoffen durch eigene Vorkommen zu decken.
Mangan zählt zu den sogenannten kritischen Rohstoffen und ist derzeit vor allem für die Herstellung von E-Mobil-Batterien bedeutsam, wobei es in einigen Jahren sogar Lithium ablösen könnte. Mangan Chvaletice will daher zunächst vorrangig Hersteller von E-Mobil-Batterien, außerdem Produzenten von Spezialstahl und Aluminiumlegierungen beliefern.
Aber auch für die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien gilt Mangan als vielversprechend. Denn Batterien auf Basis dieses Elements könnten künftig flächendeckend als Quelle erneuerbarer Energien zur Speicherung von Reserveenergie und von Strom aus Solar-, Wind- und Gezeitenkraftwerken eingesetzt werden. In den USA laufen zudem Untersuchungen, inwieweit sich Mangan anstelle von Platin als Katalysator in Wasserstoff-Brennstoffzelle als Katalysator verwenden lässt.
Heizenergie einsparen mit geringem Aufwand
Smarte Heizungssteuerung. Quelle: Ista
WÄRME. Mit einer smarten Heizungssteuerung lässt sich über ein Viertel der Heizenergie einsparen, wie der Energiedienstleister in einem Pilotprojekt nachgewiesen hat.
Anfang 2023 hatte Ista den spanischen Dienstleister Wintel/Habidat übernommen und damit sein Serviceportfolio um einen Service für intelligentes Heizanlagenmanagement erweitert. Nun rollt Ista die Technologie der Spanier unter anderem in Deutschland aus und hat zugleich deren Nutzen unter Beweis gestellt. In einem unternehmenseigenen, 3.000 Quadratmeter großen Lager in Gladbeck, nördlich von Essen, testete Ista zwölf Monate lang den Einsatz der smarten Heizungssteuerung. Witterungsbereinigt gibt das Unternehmen eine Einsparung von 26,6 Prozent Heizenergie an.
Die smarte Heizungssteuerung sammelte Daten über Heizgewohnheiten sowie Wetterbedingungen und ermittelte mithilfe intelligenter Algorithmen den tatsächlichen Heizbedarf. Darauf basierend regulierte sie automatisch und vorausschauend die produzierte Wärmemenge, damit sie dem tatsächlichen Bedarf möglichst nahekommt. Nach Inbetriebnahme stellte die smarte Heizungssteuerung die Daten der Heizungsanlage über eine Weboberfläche bereit. Die Echtzeitbetriebsdaten der Anlage waren jederzeit und von überall verfolgbar. Die Installation der Steuerungstechnik gestaltete sich laut Ista einfach und schnell: Die Hardware wurde mit den vorhandenen Geräten wie Heizpumpen, Mischventilen und der bestehenden Steuerung verbunden. Diese Kopplung funktioniere, wie der Dienstleister versichert, bei nahezu allen gängigen Heizungsanlagen und Energieträgern.
Oliver Schlodder sieht smarte Heizungssteuerung als „nächsten konsequenten Schritt hin zu größeren Einsparungen“. Der Chief Sales Officer (CSO) von Ista erklärt: „So wichtig es ist, den Heizenergieverbrauch zu monitoren, so muss es künftig mehr darum gehen, die tatsächlichen Verbrauchswerte zu optimieren.“ Die vorhandene Heizungstechnik sei dabei ein zentraler Hebel. Als Zielgruppe für den Einsatz der intelligenten Heizungstechnik sieht Schlodder Eigentümer von Gebäuden mit älteren Heizungen. „Besonders bei Heizanlagen, die älter als zehn Jahre sind, können die Emissionen durch unsere smarte Heizungssteuerung sofort signifikant reduziert werden – bevor vielleicht in einigen Jahren eine umfassende energetische Sanierung geplant ist.“
Kostenseitig profitieren sowohl Mieter als auch die Gebäudeeigentümer davon, wie Ista in einer Beispielrechnung aufführt: Bei einem Bürogebäude mit rund 5.000 Quadratmetern und jährlichen Brennstoffkosten (inklusive mieterseitigem CO2-Kostenanteil) von 60.000 Euro könnten Mieter durch die smarte Heizungssteuerung rund 9.000 Euro jährlich sparen. Seitens der Eigentümer würden die CO2-Kosten von 5.000 auf 4.000 Euro sinken. Im Gegenzug entstünden in diesem Beispiel Kosten in Höhe von rund 3.000 Euro pro Jahr für den Komplettservice, bestehend aus Hardware, Installation, Monitoring und Optimierung.
Bei seiner Beispielrechnung geht das Essener Unternehmen von der Annahme aus, dass 15 Prozent Heizenergie eingespart werden konnten. Dazu erklärt Product Owner Kevin Strauß: „Die große Vielfalt bei Heizungsanlagen führt auch zu unterschiedlichem Einsparpotenzial. Obwohl das prozentuale Ergebnis bei der gesparten Energie im Rechenbeispiel hinter dem Wert der Pilotinstallation zurückbleibt, entsteht unter dem Strich ein monetärer und ohnehin ein ökologischer Vorteil.“ Strauß ist sich sicher, für Gebäudeeigentümer bedeute die smarte Heizungssteuerung „eine minimalinvestive Maßnahme“, um die Energieeffizienz der vorhandenen Anlagentechnik zu steigern.
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| Ista testete ein Jahr lang die smarte Heizungssteuerung in seinem Lager in Gladbeck Quelle: Ista |
Quelle: E&M / Meyer-Tien
Nachtragshaushalt sichert Investitionen ins Berliner Stromnetz
STROMNETZ. Das Berliner Stromnetz wird mit Investitionen in Höhe von 337 Millionen Euro in diesem Jahr ertüchtigt. Damit soll es auch zu einem weiteren Rückgrat der Wärmewende werden.
Mit einem sehr guten Geschäftsergebnis schloss die Stromnetz Berlin das Jahr 2023 ab. Für das laufende Jahr sind erneut Investitionen in „nie dagewesenem Umfang“ von 337 Millionen Euro geplant. Das berichteten die Geschäftsführer Stephan Boy und Erik Landeck am 17. April in Berlin vor Journalisten. Für das Land als Eigentümer unterstrich Wirtschaftssenatorin Franziska Giffey (SPD) die Bedeutung des Stromnetzes für die Berliner Klimaschutzziele.
„Der Strombedarf und die Anforderungen an unser Berliner Stromnetz werden durch die Umstellung auf E-Mobilität, die Wärmewende und den Solarausbau immens wachsen“, sagte Giffey. „Wir müssen unsere Stromnetzkapazität in den nächsten zehn Jahren von 2,2 GW auf 4,1 GW nahezu verdoppeln“, erläuterten die Geschäftsführer. Deshalb werde das Eigenkapital der Muttergesellschaft Berlin Energie und Netzholding (BEN) in diesem und im nächsten Jahr um insgesamt 300 Millionen Euro durch einen Nachtragshaushalt erhöht, unterstrich Giffey.
Für die BEN Berlin Energie und Netzholding GmbH erklärte Geschäftsführer Stephan Boy: „Das vom Berliner Senat und Abgeordnetenhaus zugesagte Eigenkapital bringt der BEN die notwendige Stabilität und Nachhaltigkeit in der finanziellen Ausstattung, um weiterhin erfolgreich marktgerechte Finanzierungen bei Banken abschließen zu können.“ Das Eigenkapital gewährleiste die zukunftsfähige Weiterentwicklung der Energieinfrastruktur Strom, dankte Boy dem Land.
Investitionsoffensive für Verdoppelung der Netzkapazität
Mehr als zwei Milliarden Euro will Stromnetz Berlin in den kommenden fünf Jahren investieren. Das Geld fließt in die nötige Erweiterung oder den Umbau des Berliner Stromnetzes im Zeichen von Energie-, Wärme- und Mobilitätswende sowie zunehmender Digitalisierung. Angesichts dieser Last-Prognosen und vorausschauender Planungen ging Stromnetz Berlin von einer notwendigen Verdoppelung der Netzkapazität innerhalb von zehn Jahren aus.
„Die aktuellen Lastentwicklungen der Kunden, insbesondere von Großkunden in der Hochspannung, sind weiterhin sehr dynamisch und könnten sogar noch weiter steigen“, so Landeck. Damit geht auch ein immer stärkerer Strombezug aus dem Übertragungsnetz einher. „Wir werden bauen, bauen, bauen“, kündigte er an.
Nach jetziger Planung bedeute das die Errichtung und Erneuerung von 13 Netzknoten und 29 Umspannwerken, den Neubau von etwa 2.000 Netz- und Kundenstationen sowie die Verlegung von rund 6.000 Kilometern Kabel. Energiewende bedeute auch, intelligente Messsysteme für etwa 360.000 neue Solaranlagen, Wärmepumpen oder steuerbare Einrichtungen wie Ladeinfrastruktur bereitzustellen.
Mit Blick auf den Erwerb der Fernwärme durch das Land Berlin erklärte Landeck, das Stromnetz spiele auch bei der Wärmewende eine wesentliche Rolle. Sowohl durch den massenhaften Anschluss von Wärmepumpen als auch mit der Bereitstellung von leistungsfähigen Netzanschlüssen für die Berliner Fernwärme – zum Beispiel für die Errichtung von Power-to-Heat- Anlagen – werde das Stromverteilungsnetz mehr und mehr zu einem weiteren Rückgrat der Berliner Wärmewende und trage aktiv zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung in der Stadt bei.
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| Erik Landeck (CEO Stromnetz Berlin) und Wirtschaftssenatorin Franziska Giffey mit Kabelbeispielen Quelle: Stromnetz Berlin/Stageview |
Sehr gutes Geschäftsergebnis der Stromnetz Berlin 2023
In seinem dritten Geschäftsjahr nach der Rekommunalisierung hat die Stromnetz Berlin GmbH mit 98,1 Millionen Euro (Vorjahr: 82,7 Millionen Euro) ein sehr gutes Ergebnis nach Steuern erreicht. Die Umsatzerlöse des Unternehmens stiegen 2023 auf 1,352 Milliarden Euro nach 1,263 Milliarden Euro im Vorjahr.
Durch Energiekrise und bewusstes Energiesparen in allen Kundengruppen hat sich der Stromtransport durch das Berliner Netz temporär verringert auf 12,21 Millionen kWh (im Vorjahr: 12,523 kWh). Die Konzessionsabgabe an das Land Berlin belief sich auf 139,7 Millionen Euro (2022: 137,5 Millionen Euro) und die Zahl der Beschäftigten wuchs bis zum Jahresende 2023 auf 1.808 (Vorjahr: 1.668).
Teag steckt 600 Millionen Euro in die Netze
Quelle: E&M / Meyer-Tien
STROMNETZ. Die Thüringer Energie AG „TEAG“ will ihre Investitionen in den Ausbau der Energienetze verdoppeln. Dazu hat sich das Unternehmen 400 Millionen Euro geliehen.
Neben dem Abschluss eines 400-Millionen-Kredits, mit dem die Europäische Investitionsbank EIB Energieprojekte in Thüringen unterstützt, startet die Teag eine Recruiting-Kampagne zur Einstellung von 300 zusätzlichen Fachkräften, um die Vorhaben auch realisieren zu können. Vor allem die Modernisierung und Digitalisierung der Netze steht im Fokus, wie es in einer Unternehmensmitteilung aus Erfurt heißt.
Inklusive eigener Mittel sollen in einem Zeitraum von 2024 bis 2028 rund 600 Millionen Euro in die Verlegung neuer Stromkabel und Freileitungen, den Bau von zusätzlichen Umspannwerken und Ortsnetzstationen sowie die Automatisierung und Digitalisierung der Netzsteuerung gesteckt werden. Mit dem Ziel, mehr dezentrale Erzeuger von Solar- und Windstrom ans Netz anschließen zu können − und auch, auf Verbraucherseite den Betrieb von weiteren Wärmepumpen und Wallboxen zu ermöglichen.
Nicola Beer, Vizepräsidentin mit Aufsicht über die EIB-Finanzierungen in Deutschland, erklärte im Zusammenhang mit der Kreditvergabe, die am 16. April besiegelt wurde: „Die Modernisierung der Stromnetze ist von entscheidender Bedeutung für die Integration einer größeren Menge regenerativer und volatiler Energien in die Stromversorgung in Thüringen. Der Ausbau der Netze auch im ländlichen Raum wird dazu beitragen, die Treibhausgasemissionen zu verringern und die Energiesicherheit für die Thüringer zu verbessern.“
Stefan Reindl, Vorstandsvorsitzender Teag Thüringer Energie AG: „Die Teag steht, wie die gesamte deutsche Energiebranche, vor der enormen Herausforderung, dass der Um- und Ausbau der Energienetze umfangreichste Investitionen erfordert. Ohne Zugang zu verlässlichen und günstigen Finanzierungsmöglichkeiten sind diese Infrastrukturvorhaben im Netz nicht zu stemmen.“ Mit einem leistungsstarken Finanzpartner wie der Europäische Investitionsbank EIB sei eine Verdopplung der Investitionspläne bis 2028 möglich geworden.
Auch die Mitteldeutsche Netzgesellschaft Mitnetz mit Sitz in Cottbus hatte in diesen Tagen bekannt gegeben, in ihr Stromnetz in ostdeutsches Stromnetz 426 Millionen Euro investieren zu wollen. 400 neue Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter sollen eingestellt werden (wir berichteten).
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| Bei der Unterzeichnung des Kreditvertrags: Von links Andreas Roß (Teag-Vorstand), Carsten Feller (Staatssekretär Thüringer Wirtschaftsministerium), Nikola Beer (EIB-Vizepräsidentin Deutschland), Stefan Reindl (Vorstandsvorsitzender Teag), Michael Brychcy Vorsitzender des Teag-Aufsichtsrats). Quelle: Teag |
Neue Windparks für Mannheimer Versorger
Fundament für eine der GE-Windkraftanlagen in Olsberg-Mannstein. Quelle: MVV
WINDKRAFT ONSHORE. 46 MW mehr Windkraftleistung für MVV: Im Hochsauerlandkreis entstehen zwei Windparks für das Mannheimer Energieversorgungsunternehmen.
Die Bauarbeiten laufen, der eine Windpark soll im Sommer stehen, der andere Anfang nächstens Jahres fertig sein. Zur Grünstrom-Produktion des Mannheimer Energieunternehmen MVV kommen Windenergieanlagen im Südosten Nordrhein-Westfalens hinzu. Nahe der Stadt Olsberg im Hochsauerlandkreis enstehen insgesamt elf Anlagen, die zusammen eine Leistung von 46 MW haben sollen.
Projektiert hat die beiden Windparks die MVV-Tochtergesellschaft Juwi. Bereits vor einem Jahr gestartet worden sind die Arbeiten in Olsberg-Mannstein. Dieser Windpark soll aus sieben Anlagen des Typs Vestas V126 mit einer Nennleistung von je 3,45 MW bestehen. Die Gesamthöhe jeder Anlage wird mit 200 Meter angegeben.
Das zweite Windpark-Areal befindet sich in Olsberg-Antfeld. Dort sind die Bauarbeiten diesen März angelaufen. Vorgesehen sind vier Windenergieanlagen des Typs General Electric (GE) 5.5-158. Sie haben eine Nennleistung von je 5,5 MW und sind 240 Meter hoch.
Betreiben wird die Technik die MVV Windenergie GmbH, wie der Mannheimer Konzern mitteilt. Die Übernnahme der Windparks in den Eigenbestand sei „ein zentraler Bestandteil der Klimaschutzziele von MVV“, heißt es. „Bis 2030 wollen wir unsere eigene Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auf rund 2.000 Megawatt erhöhen. Dazu werden wir die inländischen Wind- und Photovoltaik-Projekte, die unsere Tochtergesellschaft Juwi entwickelt, verstärkt im Konzern halten“, erklärte Technikvorstand Hansjörg Roll.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Preise für Strom, CO2 und Erdgas sinken
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Strom: Schwächer hat sich am Mittwoch der deutsche OTC-Strommarkt gezeigt. Der Day-ahead notierte in der Grundlast mit einem Minus von 13,30 Euro auf 96,20 Euro/MWh. Für die Spitzenlast wurde ein Minus von 15,56 Euro auf 86,74 Euro/MWh ermittelt. Ursächlich für die Abgaben am Spot ist die etwas höhere prognostizierte Erneuerbaren-Einspeisung. Für den Freitag rechnen die Meteorologen von Eurowind mit sehr hohen Beiträgen von Wind und Solar zur Stromgewinnung. In der kommenden Woche dürften jedoch nur mäßige Mengen anfallen. Ausschlaggebend hierfür ist ein hoher Bedeckungsgrad des Himmels und ein Windaufkommen, das laut dem US-Wettermodell in relativ geringer Bandbreite um den Durchschnittswert herum pendelt. Am langen Ende verlor das deutsche Strom-Frontjahr im Konvoi mit Gas und CO2 3,65 Euro auf 93,12 Euro/MWh.
CO2: Schwächer hat sich CO2 am Mittwoch präsentiert. Der Dec 24 notierte gegen 13.46 Uhr mit einem Abschlag von 3,22 Euro auf 62,87 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 25,9 Millionen Zertifikate. Das Tageshoch lag bei 74,50 Euro, das Tief bei 70,16 Euro. CO2 notierte damit im Verbund mit Strom und Gas.
Einen bearishen Impuls könnte auch der COT (Commitments of Traders Report)-Bericht gesetzt haben. Demnach haben in der vergangenen Woche die spekulativ ausgerichteten Anleger ihre Netto-Shortpositionen trotz der rasanten Preisentwicklung nach oben in der abgelaufenen Woche nur auf 24,8 Millionen Tonnen von gut 25 Millionen Tonnen gesenkt. Ein guter Teil der Anleger setzt also auf erneut fallende Kurse. 16 von Carbon Pulse befragte Analysten gehen im Mittel ihrer Prognosen von einem Preis für den Dec 24 von 64,65 Euro aus. Bernadett Papp, Head of Market Analysis von Pact Capital, sieht Unterstützung für den Dec 24 bei 69,13 Euro, danach bei 66,17 Euro und 65,23 Euro. Widerstand sieht Papp bei 76,33 Euro, 74,13 Euro und 81,25 Euro.
Erdgas: Leichter hat sich Erdgas am Mittwoch gezeigt. Am niederländischen TTF verlor der Frontmonat Mai bis 13,21 Uhr 0,95 auf 32,50 Euro/MWh (siehe separaten Marktbericht).
Gasmarkt beruhigt sich nach Rallye
Quelle: E&M
GASMARKT. Hohe Unsicherheit herrscht derzeit am Gasmarkt. Erdgas hat sich am Mittwoch dennoch leichter gezeigt.
Am niederländischen TTF verlor der Frontmonat Mai bis 13.21 Uhr 0,95 Euro auf 32,50 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es um 0,87 Euro auf 32,75 Euro/MWh nach unten.
Damit ist die Aufwärtsbewegung infolge der Kriegsgefahr im Nahen Osten in einer zu erwartenden technischen Reaktion zunächst gestoppt, da keine neuen Nachrichten aus der Region kommen. Das Kriegsrisiko ist allerdings nicht vom Tisch, eine israelische Erwiderung auf den Drohnen- und Raketenangriff Irans gilt als ausgemacht. Wie es danach weitergeht, ist nicht absehbar. Der Gasmarkt muss aktuell mit einem hohen Maß an Unsicherheit zurechtkommen. Bei einer weiteren Eskalation könnte der Iran versucht sein, die Straße von Hormus zu sperren und den LNG-Export Katars und der Vereinigten Arabischen Emirate zu blockieren.
Unterdessen bleibt der Gasfluss aus Norwegen mit aktuell 309,1 Millionen Kubikmetern nur geringfügig höher als am Vortag. Zwar ist die ungeplante Kapazitätsminderung der Verarbeitungsanlage Nyhamna beendet, doch werden in den Feldern Aasta Hansteen und Ormen Lange laut Angaben von Gassco neue ungeplante Wartungsarbeiten vorgenommen. Die ungeplante Wartung im Feld Dvalin wird fortgesetzt. Insgesamt beläuft sich damit die ungeplant nicht zur Verfügung gestellte Kapazität auf 21,7 Millionen Kubikmeter pro Tag. Unterdessen nehmen auch die vorab geplanten Wartungen für norwegisches Gas Fahrt auf. Sie sollen Ende April zu Minderkapazitäten von über 100 Millionen Kubikmetern täglich führen und könnten mit einer Phase kühler Witterung in Nordwesteuropa und Deutschland zusammenfallen.
Unterstützt werden die Gaspreise laut US-Wettermodell durch eine kühle Witterungsperiode, die bis zum Ende des Vorhersagezeitraums Anfang Mai anhalten soll. Die US-Meteorologen haben ihre Prognosen im Vergleich zum Vortag diesbezüglich noch etwas verschärft. Nunmehr erwarten sie Temperaturen, die in Deutschland durchgehend um 3 bis 4 Grad Celsius unter dem saisonalen Durchschnitt liegen. Laut MBI Research betragen die Heating Degree Days demzufolge 89,6 nach 86,15 am Vortag. Der saisonale Durchschnitt beträgt hingegen nur 58,02.
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