Kaum Aussicht auf sinkende Strompreise

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41/10
11.10.2010, C 07867
Energie
Informationsdienst
Herausgeber Heino Elfert und Heinz Jürgen Schürmann
regulierung
gasmarktgebiete
raffinerien
Bloß nichts kaputtsparen –
noch heftige Diskussionen
zur Qualitätsregulierung 5
Bundesnetzagentur
macht sich für das
Holland-Modell stark
Verarbeitungsmargen
im September wieder
leicht im Plus
19
6
Kaum Aussicht auf sinkende Strompreise
Tarifstrom wird wieder teurer, obwohl die Börse deutlich nachgegeben hat. Schuld sei der
teure Ökostrom, so die Branche. Kritiker bemängeln aber auch fehlenden Wettbewerb.
eid Fluch und Segen der Technik: Mit
modernen Home Entertainment-Systemen kann man sich heute das Kinoerlebnis ins heimische Wohnzimmer holen.
Sehr zum Ärger der Kinobetreiber, denen
die Besucher wegbleiben – dafür umso
mehr zur Freude der Stromunternehmen,
denn je mehr technisch aufwendige Geräte im Haushalt genutzt werden, desto
mehr Strom verkaufen sie.
Vor allem, wenn der Kunde beim Kauf
seiner Heimkinoanlage – LCD-Fernseher,
Surround-Tonsystem, integrierter Blue
Ray-/DVD-/CD-Player – allzu sorglos ist
und nicht auf den Energieverbrauch achtet. Ohnehin nicht niedrig im Stromverbrauch, kann dieser bei Systemen mit vergleichbarer Ausstattung um bis zu 80
Prozent auseinander liegen – und damit
natürlich auch die Stromkosten, warnt
jetzt die Initiative EnergieEffizienz der
Deutschen Energie-Agentur (dena). Dort
hat man ausgerechnet, dass die jährlichen
Stromkosten allein von technisch vergleichbaren LCD-Fernsehern um gut 60
Euro differieren können.
Das ist dann schon fast die monatliche
Stromkostenbelastung eines 3-PersonenMusterhaushalts mit 3.500 kWh Jahresverbrauch. Bei 69 Euro monatlich liegt
diese nach BDEW-Berechnungen derzeit,
im ersten Halbjahr 2010 ist Strom für
Privatverbraucher um 2,1 Prozent teurer
geworden, so der Verband der deutschen
Energieunternehmen weiter.
Doch warum wird Haushaltsstrom in
Deutschland schon wieder teurer, wo sich
doch die Notierungen am Terminmarkt
der Energiebörse EEX seit Mitte 2008 in
etwa halbiert haben? Nun, die großen
Verbundunternehmen
argumentieren
auch derzeit noch, dass sie die Stromproduktionen, die heute verbraucht würden,
bereits viel früher zu wesentlich höheren
Preisen als heute an der Börse sichtbar,
verkauft hätten. Das sei zumindest der
Grund für stabile Tarifpreise.
Dass es jetzt schon wieder nach oben gehe – laut dem Verbraucherportal Toptarif
waren in diesem Sommer bereits rund 3
Millionen Haushalte von Preiserhöhungen von durchschnittlich knapp 6,5
Prozent betroffen –, begründet die Branche mit zwei Faktoren: Zum einen kostet
der dringend benötigte Ausbau der Stromnetze viel Geld, und zahlen müsse das
auch der private Stromkunde über die
Netzentgelte, die auf den Strompreis umgelegt werden. Hildegard Müller, die Vorsitzende der Hauptgeschäftsführung des
BDEW, geht davon aus, dass sich die Netz
entgelte im Bundesdurchschnitt bereits
erhöht haben.
Der zweite wesentliche Kostenfaktor ist
der wachsende Anteil von staatlich gefördertem Ökostrom im deutschen Netz.
„Allein die Belastungen aus der EEGUmlage werden für die Kunden von rund
5,3 Milliarden Euro im Jahr 2009 auf
voraussichtlich 8,2 Milliarden Euro in
Fortsetzung auf Seite Titel strompreise
Fortsetzung von Seite diesem Jahr steigen“, sagte Müller weiter.
Diese EEG-Umlage sei es dann auch, die
das Preissenkungspotenzial aufgrund
niedrigerer Börsennotierungen deutlich
beschränke, betonen die Stromerzeuger.
Das heißt überspitzt soviel wie: Der Börsenpreis kann gar nicht so tief fallen, wie
Mehrbelastungen aus dem wachsenden
Anteil geförderter erneuerbarer Erzeugungsmengen auf die privaten Verbraucher zukommen.
Damit ist für die Branche der Staat der
große Preistreiber beim Strom. Lag der
Anteil der Steuern und Abgaben am
Haushaltsstrompreis 1998, als die Strommarktliberalisierung begann, noch bei
rund 25 Prozent, liege er jetzt bei gut 41
Prozent, was ein neues „Rekordhoch“
sei, betonte Müller weiter. Ihr Verband
schätzt, dass sich alle staatlichen Steuern
und Abgaben für die Stromkunden von
14,3 Milliarden Euro im letzten Jahr auf
16,9 Milliarden Euro in diesem Jahr summieren werden.
Nicht alle, die sich mit Energie befassen,
wollen der Argumentation der Strombranche bei den Tarifpreisen folgen. Matthias
Kurth zum Beispiel, der Präsident der
Bundesnetzagentur, verweist darauf, dass
die Netzentgelte zuletzt doch gesunken
seien, zwischen 2006 und 2009 um rund
20 Prozent, und auch in diesem Jahr rechnet er, anders als der BDEW, im Durchschnitt mit stabilen Netzentgelten.
Nur bedingt nachvollziehbar ist für ihn
zudem das Argument der langfristigen
Eindeckung der Energieversorger mit
Strom zu höheren Preisen als heute. Wenn
von den deutlich niedrigeren Börsennotierungen nichts bei den privaten Stromkunden ankomme, dann sei das für ihn eher
Flaschenhals und Kostentreiber Energienetze
Laut einer neuen dena-Netzstudie
fehlen in Deutschland 3.500 km
Höchstspannungsleitungen. 2005 war
die Agentur in einer ersten Studie
noch von 850 km zusätzlich zu bauender Leitungen ausgegangen, wovon
bis heute erst 100 km realisiert sind.
Den Investitionsbedarf für den nun
ermittelten Leitungsausbau beziffert
die dena auf rund 6 Milliarden Euro
bis 2020, zitieren verschiedene Medien aus der neuen Studie, die offiziell
im November vorgelegt werden soll.
Die Energieunternehmen, die den
Inhalt Titel
1 Kaum Aussicht auf sinkende Strompreise
Im Gegenteil: Teurer Ökostrom treibt Tarifstrompreise
nach oben, sagen die Stromproduzenten
Energie
4 Schwerer Beginn für ACER
Noch kein Büro, aber ambitioniertes Programm
5Bloß nichts kaputtsparen
Qualitätsregulierung soll pünktlich 2012 starten
6Bundesnetzagentur will das Holland-Modell
Was passiert mit den Kosten einer qualitätsüber
greifenden Marktgebietszusammenlegung?
8 Schlüssel fürs Erneuerbaren-Zeitalter
Auch VDE mahnt massiven Stromnetzausbau an
10 Kampf statt Konsens
Weiter heiße Diskussionen ums Energiekonzept
11 „Smarte“ Haushaltsstromtarife brauchen Anreize
Energiewirtschaft kritisiert Smart Meter
Anforderungen der Bundesnetzagentur
13Nach außen flexibler, nach innen effizienter
EnBW baut Vertrieb um
15 Verlässlicher und ertragreicher als Windenergie?
Startschuss für neues Gezeitenkraftwerk in Schottland
ein Zeichen von mangelndem Wettbewerb als alles andere.
Unzureichender Wettbewerb auf der
Großhandelsstufe ist auch für den Bundesverband Erneuerbare Energien (BEE)
einer der wesentlichen Gründe dafür, dass
Haushaltsstrom zuletzt immer teurer geworden ist, seit 2000 um etwa 28 Euro
monatlich. Dazu kämen dann noch höhere Kosten für fossile Brennstoffe, die
Einpreisung der Kosten für CO2-Zertifikate, die Umsatzsteuererhöhung 2006 so-
Netzausbau umsetzen müssen, können sich derweil auf Zuschüsse aus
Brüssel freuen. In der „FTD“ versprach
EU-Energiekommissar Günther Oettinger, den Ausbau der Energiein
frastrukturen in den Mitgliedsländern
mit jährlich 800 Millionen Euro aus
dem EU-Haushalt zu unterstützen. Er
forderte die Länderregierungen zudem dazu auf, administrative Hürden
beim Strom- und Gasnetzausbau zu
beseitigen. „Wir brauchen Vorrang des
öffentlichen Interesses vor lokalen
und privaten Interessen.“
Energie Informationsdienst 41/10
miner alöl
17 Ölpreise kräftig gestiegen
Starker Euro mildert Preisansteig für deutsche
Verbraucher ab
19Raffineriemargen wieder gestiegen
Im September gut 35 Euro je Tonne
20Irak mit enormem Zuwachs bei den Ölreserven
Auf dem Weg zum zweitölreichsten Land
der Welt?
21 „Brennstoffmotor ist Zukunftsmodell“
Unions-Energiepolitiker Thomas Bareiß
bei der MEW
22Norwegen sieht kein großes Blow-out-Risiko
Kein Stopp für Tiefsee-Bohrungen
in der Nordseee
Rubriken
4Gesagt
11EEX-Terminmarkt
13OTC-Strompreise
16 Ölpreise
23 Personalien und Termine
24Impressum und Grafiken
titel strompreise
wie – hier sind sich BEE und BDEW einig
– gestiegene Netzentgelte. Die EEG-Umlage habe sich in dieser Zeit dagegen nur
um weniger als 3 Euro erhöht. Selbst bei
anteiliger Zurechnung der Umsatzsteuer
zeichnete das EEG maximal für ein Viertel der jährlichen Preiserhöhungen verantwortlich, so ein BEE-Sprecher gegen
über dem EID.
Nach BEE-Berechnungen werde der Betrag, mit dem die Verbraucher in Deutschland den Ausbau der Erneuerbaren fördern, im kommenden Jahr auf 3,2 bis 3,5
Cent/kWh Strom steigen – bei einem aktuellen Tarifstrompreis von gut 23 Cent/
kWh sei das weniger als ein Siebtel.
Und überhaupt stelle eine reine Kostenbetrachtung „keine Grundlage für eine seriöse Bewertung der erneuerbaren Energieträger“ dar: „Jeder Euro, der in den Ausbau der Erneuerbaren investiert wird,
bringt schon heute einen hohen volkswirtschaftlichen Nutzen“, so der BEESprecher weiter. So hätten die erneuerbaren Energien 2009 einen Gesamtumsatz von mehr als 33,4 Milliarden Euro
erwirtschaftet, in den Bereichen Anlagenbau, Betrieb, Projektierung und Zuliefe-
rung sicherten sie deutlich über 300.000
Jobs. Zudem hätten die Erneuerbaren im
vergangenen Jahr „versteckte Kosten“ in
Höhe von 8 Milliarden Euro vermieden
– also Kosten für Klima-, Umwelt-, Gesundheits- und Materialschäden, die
durch die Verwendung fossiler und atomarer Brennstoffe ansonsten entstanden
wären, „im Preis dieser Technologien aber
nicht enthalten sind“. Und schließlich
seien allein im vergangenen Jahr durch
den Einsatz erneuerbarer Energien Brennstoffimporte in Höhe von 5,1 Milliarden
Euro substituiert worden, was 9,4 Prozent der Gesamtausgaben für Energieimporte in Deutschland entspreche.
Und auch zur Preisbildung an der Strombörse hat man beim BEE seine eigene
Meinung. Dort hätten die erneuerbaren
Energien nämlich auch heute schon preisdämpfende Wirkung. „Immer, wenn viel
Wind weht oder die Sonne scheint, wird
weniger Stromproduktion aus teuren fossilen Kraftwerken abgerufen“, so der
BEE. Der Preis an der Börse gehe zurück.
Gerade große Stromverbraucher profitierten heute von diesem Effekt. „Paradoxerweise steigen gerade durch diesen
Effekt die für das EEG ausgewiesenen
n
Differenzkosten.“
„Keine Luft zum Atmen“
Anders als der BEE hält die deutsche
Metallindustrie den Anstieg der EEGUmlage im kommenden Jahr auf
rund 3,5 Cent/kWh nicht für moderat, sondern fast für existenzbedrohend. Ohne Belastungsstopp werde
der energieintensiven NichteisenMetallindustrie „keine Luft zum Atmen“ bleiben, mahnt Martin Kneer,
Hauptgeschäftsführer der WirtschaftsVereinigung Metalle. Strom
müsse auch in Zukunft nicht nur
sauber und sicher, sondern auch bezahlbar sein. Bei den Erneuerbaren
passe das Verhältnis von Effektivität
und Fördervolumen nicht mehr zusammen. Kneer fordert im Zuge der
für Anfang 2012 geplanten EEG-Novellierung, grundlegend über die
Marktintegration der Ökostromeinspeisung nachzudenken. Für ihn
sei eine echte Degression der Fördersätze überfällig (Seite 10).
Stromrechnung für Haushalte
49,95
6,9
48,20
6,65
5,22
0,23
37,6
1998
5,22
2,25
0,28
41,76
5,6
5,75
6,48
5,22
5,22
0,58 5,22
0,38
0,58 4,46 0,67
3,73
5,22
33,8
1999
67,70
46,99
40,66
25,15
25,08
2000
2001
50,14
6,92
5,22
52,38
0,96 1,49
0,73
1,23 5,97
1,02 5,97
5,22
0,91 2,01
56,76
5,22
0,99 2,57
5,97
28,32
29,84
31,56
32,73
2002
2003
2004
2005
5,97
60,20
5,22
0,9
3
63,15
10,81
10,08
9,61
7,83
7,51
7,23
5,22
54,43
5,22
5,22
0,85 3,38
5,97
34,27
35,55
2006
2007
Basis: Mittlerer Stromverbrauch von 3.500 kWh/a (ohne Nachttarif-Anteil); Jahresmittelwerte
Konzessionsabgabe: regional sehr unterschiedlich: ab 2002 je nach Gemeindegröße 1,32 bis 2,39 Cent/kWh
Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz: ab 2009 nach dem KWK-Gesetz 2009
Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG): bis 2000 Stromeinspeisungsgesetz
Stromrechnung
Durchschnittliche Stromrechnung eines
Drei-Personen-Musterhaushaltes im Monat in Euro
Mehrwertsteuer
Konzessionsabgabe
KWK-Gesetz
Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)
Stromsteuer (Ökosteuer)
Stromerzeugung, -transport und Vertrieb
0,55
3,83
0,7
2008
11,03
5,22
0,38
5,97
5,97
5,97
41,17
40,53
2009
1. Hj.
2010
5,97
37,95
69,10
Quelle: BDEW
energie regulierung
gesagt
„Fakt ist aber auch, dass in Russland
die permanente Unzufriedenheit
und Kritik der Deutschen und Europäer an seiner Lieferzuverlässigkeit
auf Unverständnis stößt.“
Vor dem Hintergrund des neuen russisch-chinesischen Energieabkommens mahnt dena-Chef Stephan Kohler die Europäer via „Handelsblatt“, Russ
land als Energiepartner nicht zu vergrätzen.
„Merkel hat den Blick für die soziale
Balance verloren.“
Der Mieterbund zur Forderung der Kanzlerin, den
Mieter die Gebäudesanierung zahlen zu lassen.
„Bezahlbare Wohnungen und der
geforderte Passivhausbestand passen nicht zusammen.“
Friedhelm Feldhaus, Immobilien-Zeitung.
„Sie können gut reden, aber Sie kriegen nichts hin.“
Bundesumweltminister Norbert Röttgen (CDU) zu
seinem Vorgänger Jürgen Trittin von den Grünen.
„Gelegenheiten zu sehen, ist das Wichtigste für den Erfolg eines Traders.“
Marc Rich, einst mächtigster Ölhändler der Welt,
dessen Firma in der Schweizer Glencore aufging.
„Was das Öl in den 70er Jahren für die
OPEC war, das werden die so genannten Seltenen Erden für China sein.“
Chinas früherer Herrscher Deng Xiaoping behielt
Recht: China versorgt die Welt zu 95 Prozent mit
den Metallen, die unter anderem in der Lasertechnologie, bei Festplatten, Hybridantrieben, Windturbinen und in der Rüstungstechnologie benötigt werden.
„Die Bestellungen explodieren.“
Jochen Stay von der Organisation „Ausgestrahlt“
über den Verkauf von Anti-Atomkraft-Aufklebern.
„Was da seit Monaten passiert, ist
selbst mit viel Wohlwollen nicht mehr
allein mit Fehlern und Pannen in den
EDV-Systemen zu erklären.“
Thomas Mecke, Geschäftsführer des Ex-Nuon-Ablegers Lekker Energie, beklagt sich darüber, dass
E.ON-Gesellschaften Daten wechselwilliger Stromkunden zurückhalten und Wettbewerber behindern.
„Stellen Sie sich vor, Albert Einstein
müsste bei Maybritt Illner die Re
lativitätstheorie verteidigen. Er hätte
nicht den Schimmer einer Chance.“
Hans Joachim Schellnhuber vom Potsdam Institut
für Klimafolgenforschung über die Vereinfachungen von Gegnern des Klimawandels wie des Atmosphärenphysiker Fred Singer, der u.a. sagt: „Politiker, die den Klimawandel aufhalten wollen, sind
gefährlicher als der Klimawandel selbst.“
Schwerer Beginn für ACER
eid Die neue EU-Energie-Regulierungs
agentur ACER nimmt allmählich Formen
an. Zwar hat ACER, die keine europäische Super-Regulierungsbehörde ist, sondern nur die „Agentur für die Zusammenarbeit der nationalen Energieregulierungsbehörden“, noch kein Büro und
keine Internetadresse, aber einen Chef, einige Mitarbeiter und auch ein Arbeitsprogramm für 2011 – das ob der knappen
Ausstattung nur als ambitioniert bezeichnet werden kann.
Der Regulierungsrat der Agentur (Vertreter der 27 nationalen Regulierungsbehörden, darunter Bundesnetzagentur-Vize
Johannes Kindler) und der Verwaltungsrat (jeweils zwei von EU-Kommission
und -Parlament ernannte Vertreter, darunter GD-ENER-Chef Philip Lowe sowie
fünf vom EU-Rat ernannte Vertreter, darunter Detlef Dauke vom Bundeswirtschaftsministerium) haben kürzlich das
ACER-Arbeitsprogramm für 2011 angenommen. Es fehlt nur noch das OK des
EU-Parlaments und des EU-Rats.
Der polnische ACER-Verwaltungsrat-Vorsitzende und Ex-Wirtschaftsminister Piotr
Wozniak sagte: „Das Arbeitsprogramm
setzt der Agentur in ihrem ersten Einsatzjahr ehrgeizige Ziele, aber wir glauben,
dass es notwendig ist, um effektiv zur
Vollendung des Energie-Binnenmarktes
beizutragen.“
Die Agentur soll am 3. März 2011 im slowenischen Ljubljana ihre Arbeit aufnehmen und dann voll einsatzbereit sein. Das
ist der Tag, bis zu dem die Mitgliedstaaten die fünf Vorschriften des dritten Energiebinnenmarktpakets in nationales Recht
umgesetzt haben müssen (Seite 5). Das
Arbeitsprogramm 2011 umfasst damit
nur zehn Monate.
Alberto Pototschnik, Ex-Chef der italienischen Strombörse GME, der im Mai
2010 von den 27 Energieregulierern auf
Vorschlag von EU-Energiekommissar
Günther Oettinger als erster ACER-Direktor ernannt wurde, weiß noch nicht, was
auf seine Behörde zukommt: „Es ist zurzeit schwierig, die Mühe zu ermessen, die
erforderlich ist, um diesen Anforderungen
gerecht zu werden“, schreibt er in der Einleitung des 27seitigen Arbeitsprogramms.
„Schließlich können sich die Umstände im
Strom- und Gassektor im Laufe des nächsten Jahres ändern, was eine Revision des
Zeitplans einiger Aktivitäten erfordern
kann, z.B. wenn die schnelle Entscheidung
gefällt würde, dass wir ein ‚Target-Modell‘
(Langfrist-Vision) für den Gasmarkt entwickeln sollen.“ Es könne sein, dass das
Arbeitsprogramm später angepasst werde.
Außerdem stelle die Fülle der Aufgaben
für die finanziell (5 Millionen Euro im
Jahr) und personell (< 50 Mitarbeiter)
knapp ausgestattete Agentur ein Problem
dar. Deshalb seien der Agentur fürs erste
Arbeitsjahr Prioritäten gesetzt worden.
Höchste Priorität hätten die Rahmenleitlinien für die Netzkodizes, die für die EUKommission wegen der Schaffung des
Energiebinnenmarktes vorrangig seien.
Acht Rahmenleitlinien (jeweils vier für
Gas und Strom), zu denen die Vorgängerorganisation ERGEG Vorarbeit geleistet
hat, will das ACER-Team bis Ende 2011
der EU-Kommission vorgestellt haben.
Das dritte Energiepaket sieht insgesamt
24 Netzkodizes (jeweils zwölf für Gas
und Strom) vor, d.h. auch eine entsprechende Zahl von Rahmenleitlinien. Die
ersten bindenden Netzkodizes dürften
frühestens 2012 wirksam sein.
An zweiter Stelle stünden die Stellungnahmen zu den von den europäischen
Netzbetreiberverbänden (ENTSO-E und
ENTSO-G) aufzustellenden Netzkodizes,
die ACER innerhalb von drei Monaten zu
machen hat. Als Drittes kämen die Stellungnahmen zu den Satzungsentwürfen
der europäischen Netzbetreiberverbände,
die diese der Agentur bis zum 3. März
2011 vorlegen müssen, denn nur danach
könnten die Verbände voll einsatzfähig
sein. Dem Vernehmen nach haben die im
Dezember 2009 gegründete ENTSO-G
und die im Dezember 2008 gegründete
ENTSO-E bereits Statuten.
An vierter Stelle stünden die Stellungnahmen zu dem alle zwei Jahre von ENTSOE und ENTSO-G aufzustellenden zehnjährigen gemeinschaftsweiten Netzentwicklungsplan. Zu den vorrangigen Aufgaben zählten auch die Entscheidungen
zu den Engpässen an den Grenzkuppelstellen und zu Ausnahmen den Zugang
Dritter zu den Gas-Pipelines betreffend.
Die Agentur darf Einzelentscheidungen
auf Fall zu Fall-Basis treffen.
Ebenso will sich ACER 2011 auch der Beobachtung des Strom- und Gassektors
annehmen. Artikel 11 der ACER-Verordnung schreibt vor, dass die Agentur einen
Jahresbericht vorlegt, in dem eventuelle
Hemmnisse für die Vollendung des Stromn
und Gasmarktes aufgezeigt werden.
energie Netzregulierung
Bloß nichts kaputtsparen
Das „Q-Element“ in der Strom-Anreizregulierung muss spätestens zur zweiten Regulierungsperiode stehen, doch braucht es eine ausreichende Datengrundlage.
eid Die Qualitätsregulierung soll definitiv zum 1. Januar 2012 starten. „Zum geplanten Zeitpunkt wird das Q-Element
implementiert werden“, sagte Bodo Herrmann, Leiter des Referats Anreizregulierung bei der Bundesnetzagentur, auf
einem Berliner Expertentreffen.
Zwar sei eine von der Agentur beauftragte Studie zur Ausgestaltung des Q-Elements (ein Bonus-/Malus-System, siehe
Kasten) noch in Arbeit, einige Details daraus könne er aber bereits verraten, so
Herrmann. Wichtigster Punkt: Was gilt
künftig als „Qualität“? Die Definition
seiner Behörde sei bekannt: Netzqualität
definiere sich im Wesentlichen als „Versorgungszuverlässigkeit“ und diese wiederum als „Unterbrechungsfreiheit“. ErDas Prinzip der Anreizregulierung
hat Schwächen: Netzbetreiber können ihre Renditen steigern, wenn sie
effizienter werden, heißt: ihre Kosten
drücken – auch, indem sie bei der
Qualität sparen. Letzteres aber bedeute „massiven Sprengstoff, verstärkt noch dadurch, dass die Auswirkungen dieses Fehlanreizes erst
deutlich verzögert und zunächst nur
im industriellen Bereich spürbar“
werden, warnt etwa VIK-Vorstand
Christof Bauer.
Abfedern soll diesen Fehlanreiz eine
„Qualitätskomponente“, ausgestaltet
als Bonus-/Malus-System, das sich
v.a. auf die Unterbrechungsfreiheit
der Energieversorgung bezieht. Je
nach Netzqualität gibt es einen Aufoder Abschlag auf die Erlösobergrenze und damit die Netzrendite.
mittelt werde also – grob gesagt – die
Dauer der ungeplanten Versorgungsunterbrechungen aufs Jahr pro Kunde (ermittelt anhand der so genannten SAIDIKennzahl – System Average Interruption
Duration Index).
Problematischer sei es da schon, diese Unterbrechungen mit analytischen Methoden (bzgl. Höhe von Bonus oder Malus)
zu monetarisieren, etwa über Parameter
wie: „Was kann ich mit der ausgefallenen
Elektrizität produzieren, wie groß ist der
Schaden der Unterbrechung?“. Denkbar
seien zudem Methoden der Kundenbefragung etwa danach, was den Kunden eine
unterbrechungsfreie Versorgung wert ist.
Unter Anwendung der gewählten Methoden seien die Berater der Netzagentur in
einer vorläufigen Einschätzung zu einem
Wert von 0,18 bis 0,25 Euro/min/Kunde/a gelangt, wobei eine Kappungsgrenze,
ab der also Bonus und Malus nicht mehr
auf- bzw. abgeschlagen werden, nach den
Empfehlungen zwischen 3 bis 5 Prozent
anzusetzen sei. Nicht berücksichtigt werden sollen zudem Störungen aufgrund
höherer Gewalt, von Zählerwechseln
oder solche, die kürzer als 3 Minuten sind
oder ihre Ursache in vorgelagerten Netzen haben.
Eine weitere Baustelle bestehe darin, die
Qualitäts-Ausgangswerte für Netzbetreiber zu ermitteln, von denen aus die Abweichungen bemessen werden. „Es wird
sich wohl um eine gleitende Durchschnittswertbildung über drei Jahre handeln“, verriet Herrmann. Dabei sollen
auch netzstrukturelle Unterschiede berücksichtigt werden – in der Mittelspannung etwa über die Lastdichte als Parameter; eine pauschale Unterscheidung etwa von Stadt und Land habe sich dagegen
nicht als machbar erwiesen.
Die Situation bei den Gasnetzen, die erst
„im Laufe“ der zweiten Regulierungsperiode qualitätsreguliert werden müssen, sei
indes eine andere. Dort gebe es wesentlich
weniger Unterbrechungen als im Strombereich, dafür aber viel längere. „Die Netzzuverlässigkeit ist dort kein sinnvolles
Kriterium“, so Herrmann. Wahrscheinlich laufe es darauf hinaus, dass der neu
entwickelte Begriff der „Netzleistungsfähigkeit“ eine größere Rolle spielen wird,
„dann aber nur bei den Fernleitungsnetzen“. Derzeit befinde man sich im Erfahrungsaustausch mit anderen europäischen
Regulierungsbehörden.
Kritik an den Plänen der Bundesnetz
agentur kommt von der stromintensiven
Industrie. Vor allem die 3 Minuten-Grenze bei der Störungsdefinition schade beispielsweise dem deutschen Chemiestandort schwer (EID 40/10). Die Produktionsausfallkosten lägen mitunter „bei
200.000 Euro pro Ereignis – schon ohne
die Folgekosten“, betont etwa Evonik-
Mann und VIK-Vorstand Christof Bauer.
In anderen europäischen Ländern würden
Unterbrechungen selbst unterhalb 1 Sekunde im Qualitätsmonitoring erfasst
und veröffentlicht. „Warum nicht auch in
Deutschland?“, fragt Bauer und fordert
die Bundesnetzagentur auf, die Netzbe-
Bodo Herrmann von der BNetzA arbeitet
am Konzeptentwurf einer Grundvariante
der Q-Regulierung. Bild: Euroforum/Gust
treiber per Festlegung zu verpflichten, die
Qualitätsmerkmale
(nach
DIN/EN
50160) kontinuierlich zu messen und zu
veröffentlichen. Zudem bemängelt der Industrievertreter, dass eine Veröffentlichung von Daten für Spannungsebenen
oberhalb der Mittelspannung nicht vorgesehen ist. In diesem Punkt stellt sich die
Behörde allerdings auf den Standpunkt,
dass im Hoch- und Höchstspannungsbereich ein an die Netzzuverlässigkeit anknüpfendes Q-Element wenig Sinn mache, hier sei wieder (wie beim Gas) die
„Netzleistungsfähigkeit“ passender.
Kritisiert wird auch, dass das System aus
Zu- und Abschlägen für die Gesamtbranche „erlösneutral“ ablaufen soll. Es fließe
also letztlich kein zusätzliches – dringend
benötigtes – Geld in Netzinvestitionen,
bemängelt etwa Bernd Michael Zinow
von der EnBW.
Im Januar 2011 soll ein Festlegungsverfahren eingeleitet werden, wie die Qualitätsregulierung konkret aussehen wird. Ab April
müssen die Netzbetreiber ihre SAIDI-Werte an die Netzagentur melden, aus denen
diese ab Juli die individuellen Q-Elemente
berechnen und bis Oktober an die Netzben
treiber versenden wird.
energie gaswettbewerb
Bundesnetzagentur will
das Holland-Modell
An einer weiteren Reduzierung der Gasmarktgebiete führt für die Bonner Behörde kein Weg vorbei. Doch was passiert mit den Kosten einer qualitätsübergreifenden Gebietszusammenlegung?
eid
Für die weitere Entwicklung der
Marktgebiete beim Gas in Deutschland
gibt es klare Vorgaben durch die Politik.
Die derzeit noch bestehenden drei L-Gasund drei H-Gas-Marktgebiete sollen bis
zum 1. August 2013 auf zwei reduziert
werden. Schon ab dem 1. April 2011 sollen es als Zwischenschritt nur noch drei
Marktgebiete sein. Offen ist dabei, ob in
Zukunft weiter H-Gas- und L-GasMarktgebiete zusammengelegt oder qualitätsübergreifende Marktgebiete gebildet
werden. Dazu hat die Bundesnetzagentur
am 11. August ein Konsultationsverfahren gestartet (siehe auch „Vorbild Niederlande: Aus L-Gas mach H-Gas“ in EID
34/10). Entschieden sei in dieser Frage
noch nichts, betonte Johannes Kindler,
Vizepräsident der Behörde, Anfang Oktober in einer öffentlichen Anhörung im
Rahmen dieses Verfahrens mit Vertretern
von Wirtschaft und Verbänden in Bonn.
Ziel der Veranstaltung war es, unterschiedliche Vorstellungen und Sichtweisen zur Frage qualitätsübergreifender
Marktgebiete zu erfahren und in die weitere Entwicklung einfließen zu lassen.
Grundsätzlich waren sich alle Teilnehmer
darin einig, dass an einer weiteren Verringerung der Marktgebiete kein Weg vorbei
führt. In der Branche wird dennoch
grundsätzlich verstärkt über die zusätzlichen Kosten solcher Zusammenlegungen
diskutiert und die Frage aufgeworfen, ob
diese einen weiteren Zusammenschluss
rechtfertigen. Die Gründe, insbesondere
für eine qualitätsübergreifende Zusammenlegung sind neben einer Forcierung
des Wettbewerbs auch die begrenzte zukünftige Verfügbarkeit von niederkalorigem L-Gas, das derzeit rund ein Drittel
des deutschen Gasverbrauchs deckt. So
gehen die Experten davon aus, dass bei
dieser Gasqualität die Produktion in
Deutschland in den nächsten 20 Jahren
deutlich zurückgeht und auch der Import
aus den Niederlanden sinken dürfte, da
dort die Reserven ebenfalls abnehmen.
Die Lösung: In einem ersten Schritt ist H-
Gas virtuell und später auch
technisch durch die Hinzumischung von Stickstoff in L-Gas
zu konvertieren. Zwar sei
auch der umgekehrte Weg
möglich, aufgrund der damit
verbundenen Kosten jedoch
uninteressant. In einem zweiten Schritt stehe dann am Ende der Entwicklung eine
Marktraumumstellung – der
komplette Übergang der LGasgebiete auf H-Gas-Qualität.
Der Netzbetreiber Gasunie
wies in diesem Zusammenhang darauf hin, dass für eine Umstellung
eine Vorlaufzeit von zwei bis drei Jahren
erforderlich sei und die Aktivitäten aller
Netz- und Speicherbetreiber sowie der
Produzenten zentral im Marktgebiet koordiniert werden müssten. Auf die Verbraucher kommt im Wesentlichen ein
Austausch der Düsen in den gasbetriebenen Geräten zu, was nach Aussage von
Branchenexperten mit bis zu 200 Euro
pro Haushalt zu Buche schlagen kann.
„Sozialisierung“ der Konver
tierungskosten
Zurück zur virtuellen Konvertierung.
Hier bleibt die physische Trennung von
L- und H-Gasnetzen noch vollständig erhalten. Die in den jeweiligen Netzbereichen entstehenden Fehl- oder Überschussmengen werden durch den Einsatz von
Regelenergie oder so genannter Lastflusszusagen ausgeglichen. Das Problem ist
nur, dass dabei – wie erwähnt – zusätzliche Kosten in nicht unbeträchtlicher
Höhe entstehen. Für die faire Verteilung
dieser Aufwendungen, die später bei der
technischen Umwandlung noch einmal
weiter ansteigen dürften, gilt es, den richtigen Weg zu finden. In Bonn wurden dazu die Einführung eines Konvertierungsentgeltes und die „Sozialisierung“, also
die Umlegung der Kosten auf alle Markt-
Bild: LCC
teilnehmer, genannt, ohne sich jedoch auf
ein Modell zu einigen.
Zur besseren Einschätzung: Die finanziellen Aufwendungen für eine technische
Qualitätskonvertierung dürften je nach
Marktsituation zwischen 20 und 60 Cent/
MWh liegen. In diesem Zusammenhang
sprach sich Open Grid Europe (ehemals
E.ON Gastransport) auf dem Weg zur
physischen Umstellung der L-Gasnetze
auf H-Gas für ein wirtschaftlich optimales Verhältnis aus Lastflusszusagen, Regel
energie und Investitionen beispielsweise
in Konvertierungsanlagen aus.
Mit Blick auf die Bildung qualitätsübergreifender Marktgebiete hob der Verband
kommunaler Unternehmen (VKU) bei
dem Treffen hervor, dass es zu keiner Benachteiligung durch die unterschiedliche
Behandlung von L-Gas-Teilgebieten kommen dürfe. Auch seien vorhandene
Marktbarrieren abzubauen und niedrige
gesamtwirtschaftliche Kosten im Umstellungsprozess anzustreben.
Ein Problem könne ebenfalls durch die
Bildung einer marktbeherrschenden Stellung bei der Regelenergie entstehen. Hier
gelte es, entsprechende Kontrollmechanismen zu nutzen. Ein Anspruch, den die
„Initiative L-Gas in Deutschland“, ein
Bund von 34 Energieversorgern und
-händlern, am konkreten Beispiel untermauerte. So habe sich die RegelenergieumEnergie Informationsdienst 41/10
energie gaswettbewerb
lage im Thyssengas L-GasMarktgebiet zum 1. Oktober
von 0,1506 Cent auf 0,2911
Cent/kWh nahezu verdoppelt.
Händler und Kunden würden
erheblich benachteiligt, weshalb die schon lange angekündigte Zusammenlegung mit
anderen Gebieten nicht weiter
verzögert werden dürfe.
Kritik kam auch aus anderer
Richtung. So fehlt der EFET,
der europäischen Vereinigung
von Energiehändlern, ein Masterplan hinsichtlich der endgültigen Qualitätsumstellung
der L-Gasnetze. Man müsse
genau wissen, wo die Reise
hingehe. Unter Aufsicht der
Bundesnetzagentur seien u.a.
die Kosten kommerzieller und
physischer Maßnahmen bei
der Marktraumumstellung genau im Auge zu behalten, so
der Händlerverband.
Für die Bundesnetzagentur
lautete das Fazit der Bonner
Veranstaltung, dass es an der
weiteren Reduzierung bis hin
zu zwei oder gar einem Gasmarktgebiet wie in den Niederlanden nichts zu rütteln
gebe. Die Frage sei nicht ob,
sondern wann sie erfolge. Eine
ganze Reihe offener Punkte sei
noch zu klären, und ineffiziente Entwicklungen werde die
Behörde nicht zulassen. Vor
diesem Hintergrund sei der
Zeitplan bis zum 1. April
2011, der die weitere Reduzierung auf vorerst ein L-Gasund zwei H-Gas-Marktgebiete
vorsieht, sehr ambitioniert.
Deshalb könne man sich den
Start im kommenden April –
sollten keine festen Vereinbarungen zustande kommen –
auch mit einer Übergangslön
sung vorstellen.
Regelenergie und Lastflusszusagen – Eine Lizenz
zum Gelddrucken?
Den grundlegenden Mechanismus der so genannten virtuellen Konvertierung von H-Gas in L-Gas hat die Beratungsfirma KEMA in einem Gutachten für Gasunie
Deutschland anschaulich beschrieben. Ein L-Gasbezieher
wechselt zu einem Lieferanten, der nur H-Gas anbietet.
Der Lieferant von H-Gas kauft von dem Betreiber eines
gemeinsamen Marktgebietes das jetzt physisch überschüssige H-Gas als Regelenergie. Gleichzeitig kauft der
Betreiber des Marktgebietes die benötigte Menge L-Gas
in Form von Regelenergie oder lässt sich die Sicherstellung der Verfügbarkeit von L-Gas durch eine Lastflusszusage sichern. Die Kosten für den Netzbetreiber liegen in
der Preisdifferenz zwischen der angekauften und der verkauften Regelenergiemenge.
Insbesondere die Vertreter der Industriekunden – darauf
hat Valentin Höhn vom VIK bei der Anhörung in Bonn
noch einmal hingewiesen – sehen ein erhebliches Missbrauchspotenzial insbesondere bei dem Angebot von Regelenergie und/oder Lastflusszusagen in dem eher kleinen L-Gas-Markt. Dieser Markt ist nicht reguliert und bisher auch nicht transparent. Die Verfahren der Netzbetreiber beim Einkauf von Lastflusszusagen sind ohnehin vielen Händlern ein Dorn im Auge. Entscheidend für die Akzeptanz und Effizienz eines Systems qualitätsübergreifender Marktgebiete wird deshalb sein, ob die Bundesnetz
agentur in der Lage ist, ein System der Kostenkotrolle und
Begrenzung in dem Bereich Regelenergie zu etablieren,
worauf etliche Teilnehmer in Bonn hingewiesen haben.
Trotz diesbezüglicher Lippenbekenntnisse der Regulierungsbehörde bei der Veranstaltung herrscht in der Branche diesbezüglich eine nicht unerhebliche Skepsis.
energie Stromnetze
Hochspannungsfreileitungen gelten zwar als technisch und wirtschaftlich beste Lösung für den Stromtransport, stoßen in der
Öffentlichkeit aber immer mehr auf Widerstand. Bild: Kladu / pixelio.de
VDE: Ausbau der Übertragungsnetze der
Schlüssel für das Zeitalter der Erneuerbaren
Noch ist die Stromerzeugung in Deutschland gut verteilt – doch immer mehr Windstromkapazitäten in Norddeutschland erfordern einen Stromtransport von Nord
nach Süd. Der Ausbau der Übertragungsnetze hält dieser Entwicklung nicht Schritt.
eid Ein zügiger Ausbau des Stromübertra
gungsnetzes ist nach Ansicht des Verbands
der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (VDE) eine der wichtigsten Vo
raussetzungen für die Weiterentwicklung
der erneuerbaren Energien in der Strom
versorgung. Der politisch gewollte hohe
Anteil erneuerbarer Energien in der Strom
erzeugung kann nur in einem weit ausgedehnten Verbundsystem erreicht werden,
in dem Standorte mit unterschiedlichem
Angebot an erneuerbaren Primärenergieträgern sich ergänzen. Bei der Vorstellung
der neuen VDE-Studie „Übertragung elek
trischer Energie” in München betonte der
Vorsitzende der Energietechnischen Gesellschaft (ETG) im VDE, Jochen Kreusel,
dass der Ausbau und die funktionelle Wei
terentwicklung der Übertragungsnetze
der Schlüssel zu einem Zeitalter erneuer
barer Energien seien. Dementsprechend
werde diesem Thema auch im Energiekon
zept der Bundesregierung viel Platz eingeräumt, wenngleich in der Öffentlichkeit
der Eindruck entstehe, „es sei ein rein erzeugungs-, genauer kernenergieorien
tiertes Konzept”. Bisher hält der Ausbau
der Übertragungsnetze weder in Deutschland noch in Europa mit dem rasanten
Umbau des Erzeugungsbereiches Schritt.
In den vergangenen Jahrzehnten lag der
Schwerpunkt des Netzes auf dem Störungs
ausgleich und der Synchronität. Die
Stromerzeugung ist in Deutschland regional seit den 70er Jahren gut verteilt – vor
allem seit in Süddeutschland die Kernkraftwerke ihren Beitrag leisten. Mit der
schnell wachsenden Einspeisung von
Windstrom in den Küstenregionen ergibt
sich ein Stromtransport in Nord-SüdRichtung, der sich nach der Abschaltung
der süddeutschen Kernkraftwerke noch
weiter verstärken wird. Aktuell bieten die
Netzanschlussverordnung und die Netz
entgelte den Kraftwerksbetreibern auch
keine Anreize, ihre Standorte an den
Stromverbrauchsschwerpunkten auszurichten. Maßgebend sind allein Investitions- und Betriebskosten des Kraftwerks.
Das wird zu einer Verlagerung von
Kraftwerksstandorten führen, die durch
Übertragungsnetze kompensiert werden
muss, soll die Stromversorgung die aktuelle Qualität behalten. Außerdem müssen
dezentrale Kleinerzeuger über das Verteilernetz angeschlossen werden.
Kreusel betont, dass sowohl eine Verstärkung der bereits bestehenden 400 kV-Infrastruktur notwendig sei, als auch eine
überlagerte Ferntransport-Infrastruktur
aufgebaut werden müsse. Für die Verstärkung des 400 kV-Drehstromnetzes seien
Hochspannungsfreileitungen sowohl unter technischen als auch unter wirtschaftlichen und ökologischen Aspekten die bes
te Lösung. In der Öffentlichkeit gebe es
gegen die Freileitungen oft Widerstände
und Wünsche nach unterirdischen Verkabelungen. Bei 110 kV und vereinzelt auch
bei 220 kV sind erdverlegte Kabel heute
beinahe Standard. Für bestehende unterirdische 380/400 kV listet der VDE in seiner Studie noch nicht einmal ein Dutzend
Beispiele in Europa auf, die seit 1997 gebaut wurden, und von denen keines mehr
als 22 km Trassenlänge – im Durchschnitt
11 km – und keines mehr als 1.700 MW
Übertragungsleistung hat. Die Investitions
energie stromnetze / marktinformationen
kosten liegen dagegen um den Faktor 4
bis 10 über dem vergleichbarer Freileitun
gen. „Erfahrungen mit langen unterirdi
schen Höchstspannungskabelanlagen in
vermaschten und stark fluktuierend betrie
benen Systemen liegen noch nicht vor.“
In Deutschland sind bei 400 kV-Freileitungen mit zwei Systemen – insgesamt 6
Kabel an den Masten – heute Übertragungsleistungen bis maximal 5.000 MW
Standard. Weltweit werden auch höhere
Spannungen und Leistungen eingesetzt.
Bei der in Europa künftig benötigten Fern
transport-Infrastruktur wird nach heuti
gem Kenntnisstand die HochspannungsGleichstrom-Übertragung (HGÜ) eine
zentrale Rolle spielen. Diese Technik ist
weltweit seit 50 Jahren im Einsatz, allerdings nicht im Zusammenhang mit einem
stark vermaschten Drehstromnetz, wie es
in Europa besteht. Weltweit sind über 90
HGÜ-Projekte mit einer installierten Leistung von rund 80.000 MW realisiert. In
Europa wurden einzelne Seekabelverbindungen gebaut. Grundsätzlich als möglich gelten heute Leistungen bis 7.000
MW bei Freileitungen und Entfernungen
deutlich über 2.000 km. Bei verkabelten
HGÜ-Systemen wurden bisher Leistungen bis 700 MW (bis 1.200 MW wären
möglich) und Entfernungen bis 600 km
realisiert. Siemens hat z.B. in China eine
HGÜ-Übertragung mit 800 kV für 5.000
MW über 1.400 km gebaut, die mit einer
Mastentrasse und zwei Stromleiterseilbündeln auskommt. Eine vergleichbare
Drehstromleitung hätte zwei Mastentrassen und insgesamt 12 Leiterseilbündel erfordert. Die HGÜ-Technik eignet sich für
große Strommengen über Entfernungen
von mehr als 600 bis 800 km. Für das Desertec-Projekt käme nach Kreusel wohl
ausschließlich diese Technik in Frage. An
den Kosten würde es nicht scheitern: Die
erforderlichen 3.000 km HGÜ-Leitungen
würden etwa 6 bis 8 Milliarden Euro kosten, das wären etwa 1 Cent je transportierte kWh.
Um Erfahrungen sammeln zu können, for
dert der VDE Pilotprojekte unter den für
Europa charakteristischen Rahmenbedin
gungen. Der aktuelle Regulierungsrahmen trage der Dringlichkeit aber nicht in
angemessener Form Rechnung. Wichtig
seien innovative Projekte, die durch den
Netzregulierer aktiv gefördert werden
müssten. „Die Bereitschaft“, so Kreusel,
„aktiv und mit sehr hohem finanziellen
Einsatz politisch in den Erzeugungssektor
zu wirken, steht in keinem Verhältnis zur
n
bisherigen Behandlung der Netze.“
juwi und VSE wollen Windenergieprojekte entwickeln
EnBW bringt seine EVNAktien auf den Markt
eid Erneuerbare Energien im Saarland
weiter vorantreiben, das ist das Ziel der
jüngst vereinbarten Kooperation zwischen dem Saarbrücker Energieversorger
VSE AG und dem Entwickler erneuerbarer Energien-Projekte, der juwi-Gruppe
aus Wörrstadt. Zusammen wollen die beiden Unternehmen in den nächsten Jahren
in erster Linie Windprojekte realisieren,
d.h. Windenergieanlagen planen, errichten und betreiben. VSE ist bereits an verschiedenen Projekten beteiligt, u.a. am
Windpark Merchingen sowie dem Windpark Freisen in Landkreis St. Wendel, wo
16 Windkraftanlagen mit einer installierten Leistung von 13 MWel stehen.
Insgesamt entfallen derzeit auf das Saarland laut Zahlen des Deutschen Windener
gie-Instituts 94 MW installierte Leistung
und 73 Windenergieanlagen. Ein noch geringer Anteil im Vergleich zu den 21.315
Windturbinen, die insgesamt landesweit
installiert sind. Auch das kleinste Bundesland Bremen liegt mit 108 MW installierter Leistung noch vor dem Saarland. n
eid EnBW hat den Verkauf seiner EVNAktien eingeleitet und bietet bis zu
40.884.326 Aktien zum Verkauf an. Außerdem werden bis zu 16.352.582 neue
Aktien im Zuge der angekündigten Kapitalerhöhung der EVN (EID 38/10) angeboten. Das von beiden Unternehmen gemeinsam unterbreitete Angebot umfasst
damit ein Paket von insgesamt 57.236.908
EVN-Aktien, die Angebotsfrist soll noch
bis zum 20. Oktober 2010 laufen. Die
Preisspanne je Aktie wurde auf 10,50 bis
13,50 Euro festgesetzt. Den endgültigen
Bezugspreis und Angebotspreise sowie die
endgültige Anzahl neuer Aktien und bestehender EVN-Aktien sollen nach Ablauf
der Bezugs- und Angebotsfrist festgesetzt
und voraussichtlich am 21. Oktober 2010
bekannt gegeben werden, teilte EnBW
mit. Als erster Handelstag der neuen Aktien an der Wiener Börse ist der 22. Oktober geplant. EnBW hält derzeit noch einen EVN-Aktienanteil von 35,72 Prozent,
dieser Anteil könnte sich künftig auf etwa
n
10 Prozent verringern.
VEA-Strompreise bei Neuabschlüssen am 11. Oktober 2010
Cent/kWh inkl. EEG/KWK-Kosten, ohne Strom- und Mehrwertsteuer
Fall 120 Mill. kWh
4.000 kW
5.000 h/a – M/M
Fall 2
4 Mill. kWh
1.000 kW
4.000 h/a – M/M
Fall 3
1,575 Mill. kWh
500 kW
3.150 h/a – M/M
Fall 4
0,625 Mill. kWh
250 kW
2.500 h/a – M/M
Fall 5
0,625 Mill. kWh
250 kW
2.500 h/a – M/N
Fall 6
0,160 Mill. kWh
100 kW
1.600 h/a – M/M
Fall 7
0,160 Mill. kWh
100 kW
1.600 h/a – M/N
Fall 8
0,125 Mill. kWh
100 kW
1.250 h/a – N/N
Alte BundesländerNeue Bundesländer
bis
von
bis
von
9,4
11,0
9,8
11,3
9,7
11,5
10,2
12,0
10,1
12,2
10,8
12,8
10,6
13,0
11,4
13,9
10,7
13,1
11,5
14,0
11,7
14,4
12,4
15,3
11,8
14,6
12,5
15,5
12,0
15,9
14,1
17,5
Legende: 1. Zeile: Jahresmenge; 2. Zeile: Leistung; 3. Zeile: Benutzungsdauer;
4. Zeile: Lieferspannung/Messspannung (M: Mittelspannung, N: Niederspannung)
energie energiepolitik
Kampf statt Konsens
Das Energiekonzept der Bundesregierung soll die „grundsätzlichen Schneisen“
der Energiepolitik liefern. Die Kritik gerade von der Industrie will nicht abreißen.
eid „Das sind nicht die zehn Gebote, die
wir da aufgeschrieben haben“, so
Bundesumweltminister Norbert Röttgen.
Das Energiekonzept sei „in jeder Hinsicht
technologieoffen und demokratieoffen“,
vielleicht entschließe sich ja die Gesellschaft in zehn Jahren, wie Großbritannien
auf erneuerbare Energien und Kernenergie zu setzen, sagte er mit einem Augenzwinkern beim Luncheon der British
Chamber of Commerce in Germany in
Berlin. Energiepolitik sei eine „enorme
demokratische Herausforderung“. Er wäre dafür, „dass Energiepolitik ein Konsensthema wird. Das Gegenteil ist der
Fall: ein Kampfthema.“ Die Opposition
sei zu einem Kompromiss nicht bereit gewesen. „Aber vielleicht hätten wir ja auch
mal anders reden müssen. Das wäre ein
Gebot der Klugheit gewesen.“
Röttgen umriss die Herausforderungen
des 21. Jahrhunderts. Wachstum sei im
vergangenen Jahrhundert von Ressourcenverbrauch geprägt gewesen, „seit Jahr
und Tag viel höher als die Erde generiert.
Die tief hängenden Früchte der Ressourcen sind schon längst aufgebraucht.“ Jetzt
sei eine Umstellung auf Naturschonung
und Ressourceneffizienz notwendig, was
aber ebenfalls Wachstumschancen biete.
Es gehe auch um die globale Wettbewerbsfrage, wer das am besten schaffe.
„Erfreulicherweise liegen wir bei Umwelttechnologien vorn.“ Dafür sorgten die
deutschen Ingenieure. Zusätzlich zu technischen Innovationen sei ein neues kulturelles Verständnis von Vorsorge und
Nachhaltigkeit erforderlich. Die angestrebte Reduktion der CO2-Emissionen
um 80 bis 90 Prozent bis 2050 erfordere
eine „fundamentale Veränderung der
Wirtschaft in nur 30, 40 Jahren“. Röttgen
räumte aber ein, dass man industrielle
CO2-Emissionen zulassen müsse, damit
Deutschland ein Industrieland bleibe.
Genau dieses Thema, die Bedeutung des
Energiekonzepts für den Industriestandort, stand im Mittelpunkt einer Konferenz
des Forums für Zukunftsenergien, zu dem
Bundeswirtschaftsminister Rainer Brüderle kommen wollte, sich dann aber
doch entschuldigen ließ. Die Diskussion
zeigte, dass das „Sparpaket“ des Bundesfinanzministeriums bröckelt. Ulrich Gril-
10
müssen Instrumente finden, um den Industriestandort zu erhalten.“
BASF-Vorstand Harald Schwager sieht
eine „schleichende Deindustrialisierung“.
Investitions-Leakage finde schon seit Jahren statt. Einige der dem
Energiekonzept zugrunde liegende Annahmen
machen ihm Sorgen, so
die Annahme, Carbon
Capture and Storage
(CCS) sei 2025 funktionstüchtig.
Technologisch stehe man noch am
Anfang, hinzu kämen die
Akzeptanzprobleme. Im
Übrigen sei der Frage,
was der „sinnvoll ausgegebene Euro“ im Klimaschutz sei, überhaupt
nicht nachgegangen worden.
„Das sind nicht die zehn Gebote, die wir da aufgeschrieben haben“ – Bundesumweltminister Norbert Röttgen
Ursula Heinen-Esser, Parkommentiert beim British Chamber of Commerce in Gerlamentarische Staatssemany das Energiekonzept der Bundesregierung.
kretärin im Bundesum
Bild: BMU / Matthias Lüdecke
weltministerium, sicherte
der Industrie Unterstütdustrie um 1,5 Milliarden Euro „abgezung zu. „Wir sehen die Probleme“, sagte
schwächt“ werden sollen (Seite 3). Joa
sie. Die 80- bis 95-prozentige Emissionschim Pfeiffer und Garrelt Duin, Wirtminderung sei der richtige Weg. „Die übschaftspolitische Sprecher der CDU/CSUrigen Mengen sind reserviert für die Inbzw. SPD-Bundestagsfraktion, waren sich
dustrie, weil wir wissen, dass die Industrie
einig, dass der Ansatz im Sparpaket so
CO2 emittiert und es gar nicht anders
geht.“ Man wolle das Energiekonzept
nicht aufrechterhalten werden kann.
und die darin bereits enthaltenen 60
Pfeiffer denkt an eine Beschränkung auf
Maßnahmen „zusammen mit der Indusdie Mitnahmeeffekte, „da reden wir über
trie unterlegen“.
500 Millionen Euro“, und Duin erinnerte
Der Wert des Energiekonzepts liege darin,
an die Vereinbarung der rot-grünen Re„dass man zeigt, dass eine solche Transgierung mit der Industrie: „Es gibt eine
formation geht“, sagte Felix Matthes vom
Verabredung, die gilt bis 2012. „Wir müsÖko-Institut. Bei wirklichen Problemen
sen jetzt schon diskutieren, wie es danach
müsse es eine zielgerichtete Kompensatiweitergeht.“
on für die Industrie geben, man müsse
Hinsichtlich des Energiekonzepts kann
weg von einer Vermutungskultur, sondern
Grillo nicht verstehen, dass für Strom eikonkret auf den Problemfall eingehen.
ne Importquote von 30 Prozent für 2050
Die langfristigen Klimaziele seien ohne
akzeptabel sein soll. „Eine weitere AbAlternative. Es werde aber keinen deuthängigkeit passt nicht.“ Für ihn ist auch
schen Alleingang geben, „der Zug rollt
fraglich, ob ein 80prozentiges CO2-Reduktionsziel wirtschaftlich überhaupt
ohnehin in diese Richtung“. Selbst in Chiverkraftbar ist. „Wir sind nicht unbena gebe es schon Überlegungen zum
grenzt quälbar.“ Pfeiffer betonte, mit dem
Emissionshandel. Matthes ist überzeugt:
Energiekonzept seien die grundsätzlichen
„Die Laufzeitverlängerung wird relativ
Schneisen geschlagen. „Wir sind am Anschnell wieder gehen, die Klimaschutzn
fang eines Prozesses. Wir werden und
ziele werden bleiben.“
lo, Vorstandschef der Grillo-Werke AG
und Präsident der WirtschaftsVereinigung
Metalle, wusste zu berichten, dass die Planungen zur Kürzung der Energiesteuererleichterungen für die energieintensive In-
energie marktinformationen
„Smarte“ Haushaltstarife
brauchen Anreize
eid Bundesnetzagentur-Chef Matthias
Kurth hat seine Forderung nach lastvaria
blen Tarifen erneuert. Auf dem 7. Deutschen Regulierungskongress in Berlin
sagte er: „Welchen Sinn macht ein intelligenter Zähler, wenn ich keine intelligenten
Tarife habe?“ Eine bloße Tag-/Nachtunterscheidung sei „eher ein dummer Tarif“.
„Wir brauchen Smart Markets und eine
smart gesteuerte Industrie“, so Kurth.
Thomas Hiller von der Mainfranken
Netze GmbH spielt den Ball an die Netzagentur zurück und kritisiert die isolierte
Verpflichtung der Stromlieferanten, ab
Ende 2010 lastvariable oder tageszeitabhängige Tarife anzubieten. Ohne starke
Anreize würden die bisherigen Tarife nach
seiner Einschätzung überwiegend beibehalten. Der Flatrate-Erfolg in den Bereichen Festnetz- und Mobiltelefonie sowie
Internet zeige, dass Privatkunden zeit- und
mengenunabhängige Tarife bevorzugen.
Zudem kritisierte Hiller, dass die Mehrkosten durch intelligente Zähler im Rahmen der Anreizregulierung nur bei „effi
zienter Leistungserbringung“ bei der Erlösobergrenze des Netzbetreibers berücksichtigt werden, zugleich aber ein verbindlicher Maßstab der „Effizienz“ von Seiten
der Bundesnetzagentur fehlt. „Um nicht
auf den Mehrkosten der intelligenten
Zähler sitzen zu bleiben, müssen regulierte Netzbetreiber die billigste verfügbare
Lösung, welche gerade die Mindestanforderungen (siehe unten) erfüllt, anbieten“,
so Hiller. Er bezweifelt, dass diese Methode zu „intelligenten“ Netzen führt.
Überhaupt seien die Anforderungen, die
die Bundesnetzagentur in ihrem „Positionspapier zu den Anforderungen an Messeinrichtungen nach §21b Abs. 3a und 3b
EnWG“ an „intelligente Zähler“ stellt,
unzureichend. Nach den dortigen Minimalanforderungen seien weder lastvariable Tarife noch eine Steuerung von
„Smart-Home-Geräten“ möglich. Gleiches
gelte etwa für Fernabschalt- und Auslesemöglichkeiten.
Eine Automatisierung der Verbrauchsgeräte könnte etwa über Erleichterungen bei
der Stromsteuer oder eine KfW-Förderung
forciert werden. Zudem könnte bei den
Netzentgelten differenziert werden, etwa
über einen Bonus bei Verbrauch zu Zeiten
niedriger Netzbelastung bzw. Malus bei
Verbrauch zu Zeiten hoher Netzbelastung.
Auch eine nachfrageabhängige EEG-Vern
gütung könne Sinn machen.
Mieter für Hausdämmung
Personalengpass im BMWi
eid Die Ankündigung von Bundeskanzlerin Angela Merkel, Hausbesitzer sollen einen Teil der Kosten für Wärmedämmung
auf die Miete umlegen, stößt bei der
Mehrheit der Mieter auf Zustimmung.
Laut einer Forsa/Stern-Umfrage wären 54
Prozent der Mieter bereit, mehr Miete zu
zahlen, wenn der Eigentümer das Gebäude energetisch sanieren würde. 22 Prozent
würden eine Mieterhöhung von 3 Prozent
akzeptieren, 20 Prozent würden 5 Prozent
und 12 Prozent würden über 10 Prozent
n
mehr Miete zahlen.
eid Ein Mitarbeiterweggang im Bundeswirtschaftsministerium könnte die laufen
den Arbeiten an der deutschen Umsetzung
des 3. EU-Binnenmarktpakets verlangsamen. Eine zentral mit den Arbeiten vertraute Beamtin sei jüngst nach Brüssel versetzt worden, und auch aufgrund weiterer
Personalwechsel sei die mit der Energierechtsnovelle befasste Einheit derzeit
„schlank“ aufgestellt, war am Rande einer Energiekonferenz in Berlin zu hören.
Die Umsetzungsfrist 3. März 2011 gilt alln
gemein als nicht einhaltbar.
EEX Stromterminmarkt – Preise und Handelsvolumen
niedr./höchst. Settlement- Anzahl
VolumenOffene
BezahlpreisPreis
Kontrakte
Kontrakte
30. September 2010
Jahr 2011 base
Jahr 2011 peak
Quartal 1/11 base
Quartal 1/11 peak
November 10 base
November 10 peak
49,70 / 50,05
62,25 / 62,25
51,40 / 51,83
- / -
52,30 / 52,50
- / -
49,92
62,29
51,65
63,80
52,41
65,19
156
10
38
70
115
-
01. Oktober 2010
Jahr 2011 base
Jahr 2011 peak
Quartal 1/11 base
Quartal 1/11 peak
November 10 base
November 10 peak
49,52 / 50,00
61,90 / 62,05
51,50 / 51,60
- / -
52,65 / 52,70
65,40 / 65,40
49,55
61,89
51,40
63,89
52,28
64,63
117
1.024.920
30.630
10
31.200
6.900
66
142.494
5.616
3526.8802.387
65
46.800
39.159
53
13.992
8.669
04. Oktober 2010
Jahr 2011 base
Jahr 2011 peak
Quartal 1/11 base
Quartal 1/11 peak
November 10 base
November 10 peak
49,25 / 49,55
61,50 / 61,50
- / -
- / -
52,10 / 52,18
- / -
49,41
79
61,47
13
51,3120
63,15
40
52,20
160
64,55
35
05. Oktober 2010
Jahr 2011 base
Jahr 2011 peak
Quartal 1/11 base
Quartal 1/11 peak
November 10 base
November 10 peak
49,18 / 49,42
61,45 / 61,50
- / -
63,00 / 63,00
52,01 / 52,05
- / -
49,35
61,37
51,18
62,67
52,03
64,11
06. Oktober 2010
Jahr 2011 base
Jahr 2011 peak
Quartal 1/11 base
Quartal 1/11 peak
November 10 base
November 10 peak
49,20 / 49,55
61,45 / 61,45
50,95 / 51,25
- / -
51,75 / 51,75
- / -
49,21
148
1.296.480
30.744
61,30
3
9.360
6.957
50,96
104224.536
5.694
62,67205
157.4402.468
51,76
355255.600
39.266
63,68
140
36.960
8.834
1.366.560
30.639
31.200
6.897
82.042
5.606
53.7602.317
82.800
39.079
-
8.669
692.040
30.660
40.560
6.905
43.180
5.629
30.7202.422
115.200
39.179
9.240
8.722
155
1.357.800
30.690
83258.960
6.912
90
194.310
5.609
6
4.6082.462
447
321.840
39.291
10026.400
8.754
Angaben in Euro/MWh und MWh
11
Kurzmeldungen
Bayerngas: Vertriebsbüro in Wien
Bayerngas eröffnet ein neues Vertriebsbüro für Industriekunden in
Wien. Das Gasgeschäft sei europäisch, begründet Bayerngas-Chef Marc
Hall diesen Schritt; Bayerngas folge
seinen Kunden, die einen einzigen
Lieferanten wünschten. Ulrich Mayr,
Bereichsleiter Markt & Kunden, ergänzte: „Wir bieten den bisher von
München aus betreuten österreichischen Industriepartnern damit
noch mehr Nähe.“ Bayerngas hat
2009 ihren Verkauf an Industriekunden um ein Viertel auf rund 10,8 Milliarden kWh gesteigert.
RWE Innogy setzt auf Biomasse
RWE Innogy Italia wird im siziliani
schen Enna ein 19 MW-Biomassekraft
werk bauen. Als Mehrheitseigentü
mer wird RWE Innogy Italia und der
italienische Joint Venture-Partner FriEl Green 90 Prozent der Anteile hal
ten. Die restlichen 10 Prozent ent
fallen auf die römische Infrastrutture
e Gastioni. Die Arbeiten an der Anlage sollen noch 2010 starten, die Inbe
triebnahme ist für Ende 2012 vorgesehen. Dann soll das Werk bis zu
128.000 MWh/a Strom erzeugen.
RWE denkt über Netzverkauf nach
RWE sucht nach Finanzinvestoren,
die 75 Prozent des Netzbetreibers
Amprion übernehmen könnten; ein
Verkauf sei im Aufsichtsrat erwägt
worden, berichten mehrere Zeitungen unter Berufung auf RWEKreise. Hintergrund dürfte sein, dass
RWE die milliardenschweren Lasten
aus dem Ausbau des Höchstspannungsnetzes, das für wachsende
Mengen an Ökostrom fit gemacht
werden muss, auf mehrere Schultern
verteilen will. Der Konzern, der die
Sperrminorität halten will, setzt dabei offenbar bewusst nicht auf einen
„strategischen“ Partner, sondern auf
Finanzinvestoren, die weiterhin am
RWE-Know how interessiert sein werden. Für Rentenfonds ist die Investition auch durchaus interessant, da die
Kapitalverzinsung der Netze teils reguliert und das Geschäft damit relativ risikofrei ist. RWE dürfte dagegen
im Erzeugungsbereich deutlich höhere Renditen erzielen.
12
EWE zahlt Geld zurück und
erhöht die Gaspreise
eid Rund 620.000 EWE-Kunden erhalten von dem Oldenburger Energieversorger eine Sonderzahlung in Höhe von rund
100 Millionen Euro. Das ist das Ergebnis
eines Vermittlungsvorschlags des ehemali
gen Bremer Bürgermeisters Henning
Scherf, der eingeschaltet worden war, um
im Gaspreisstreit zwischen EWE und Kun
den zu vermitteln. Im Juli hatte der Bundesgerichtshof Preiserhöhungen bei Son
dervertragskunden teilweise für nichtig
erklärt und entschieden, dass die von der
EWE seit April 2007 verwandte Preisan
passungsklausel unzulässig ist (EID
29/10). EWE-Chef Werner Brinker kündig
te an, die Kunden in den nächsten Tagen
umfangreich zu informieren.
Die Auszahlung der Sonderzahlung erfol
ge mit der Jahresabrechnung, gab EWE
bekannt und informierte im Zuge dessen
über eine anstehende Gaspreiserhöhung.
Danach steigen die Preise um 0,72 Cent
brutto je kWh, bzw. netto um 0,61 Cent
je kWh ab dem 1. Dezember 2010, was
den Netto-Arbeitspreis um 16 Prozent ern
höhen wird (EID 39/10).
VEA: Gas wieder teurer
eid
Während sich die Gaspreiserhöhungen für Tarifkunden in diesem Winter
nach derzeitigem Stand im Rahmen halten
(EID 39/10), steigen die Gaspreise für die
mittelständischen Industrie- und Handelsunternehmen in Deutschland derzeit kräftig. Eine Verteuerung um durchschnittlich
20 Prozent hat der Bundesverband der
Energie-Abnehmer (VEA) in seinem aktuellen Gaspreisvergleich per 1. Oktober
2010 ermittelt, und Schuld daran seien die
wieder gestiegenen Ölpreise, so VEA-Geschäftsführer Volker Stuke, der klagt:
„Gerade erholt sich die Wirtschaft ein wenig, schon kommen wieder Belastungen
auf die Unternehmen zu.“ Er fordert die
rund 4.500 VEA-Mitgliedsfirmen auf, die
Möglichkeiten des Wettbewerbs zu nutzen und den Markt nach günstigen Angeboten zu durchforsten. Besonders vorteilhafte Konditionen hat der VEA in den
Netzgebieten der VNB Rhein-MainNeckar, der swb Netze in Bremen und der
Stadtwerke Lübeck entdeckt; relativ teuer
sei Gas im Netzgebiet der SW Leipzig, der
energis-Netz in Saarbrücken und der BS
n
Energy Netz in Braunschweig.
VEA-Gaspreise bei Neuabschlüssen am 11. Oktober 2010
Cent/kWh ohne Erdgas- und Mehrwertsteuer
Alte BundesländerNeue Bundesländer
bis
von
bis
von
Fall 1
50 Mill. kWh2,42,82,52,9
10.000 kW
5.000 h/a
Fall 220 Mill. kWh2,5
3,02,7
3,2
5.000 kW
4.000 h/a
Fall 3
10 Mill. kWh2,6
3,12,8
3,3
2.500 kW
4.000 h/a
Fall 4
10 Mill. kWh2,6
3,22,8
3,4
3.175 kW
3.150 h/a
Fall 5
5 Mill. kWh2,8
3,22,9
3,4
1.250 kW
4.000 h/a
Fall 6
5 Mill. kWh2,9
3,7
3,2
3,9
2.500 kW
2.000 h/a
Fall 7
1,5 Mill. kWh
3,0
3,5
3,1
3,7
476 kW
3.150 h/a
Fall 8
1,5 Mill. kWh
3,2
3,9
3,4
4,0
750 kW
2.000 h/a
Legende: 1. Zeile: Jahresmenge; 2. Zeile: Leistung; 3. Zeile: Benutzungsdauer
Nach außen flexibler, nach innen effizienter: EnBW baut Vertrieb um
eid Nach E.ON, RWE und Vattenfall
Europe strukturiert nun auch das vierte
große Verbundunternehmen in Deutschland, die Karlsruher EnBW, um. Kern des
Umbaus bei EnBW ist der Vertrieb, der,
wie es heißt, nach außen hin flexibler und
schlagkräftiger und nach innen hin effizienter werden soll.
Bereits seit dem 1. Oktober gibt es nun
mit der EnBW Vertrieb GmbH eine neue
Vertriebsgesellschaft, die sich um die
Marktbearbeitung aller Marken – als da
sind EnBW, Yello, Watt – kümmert. Die
zentralen Abwicklungseinheiten wie Kundenservice, Abrechnung und Netzlogistik
wurden in der neuen EnBW Operations
GmbH zusammengeführt. Die Aufgaben
der beiden Neu-Töchter waren bisher in
der EnBW Vertriebs- und Servicegesellschaft mbH zusammengefasst.
„Durch diese Aufstellung erreichen wir
eine klare Fokussierung: einerseits auf
den Markt und die Kunden, andererseits
auf die effiziente Erbringung von Dienstleistungen und Prozessen für den Konzern
und darüber hinaus“, erklärte EnBWVorstandsmitglied Christian Buchel. Das
Unternehmen stelle hiermit die Weichen
dafür, „erfolgreich im Spannungsfeld zwischen wachsendem Wettbewerb und
komplexen, kostenintensiven Prozessen
zu agieren“, so Buchel. „Zugleich schaffen wir verbesserte Möglichkeiten zur Erschließung neuer, zukunftsträchtiger Geschäftsfelder und -modelle.“
Der jetzt erfolgte Umbau des Vertriebs
hat eine erhebliche Personalrochade im
EnBW-Konzern ausgelöst. So wird die
EnBW Vertrieb GmbH von Ralf Klöpfer,
dem bisherigen Geschäftsführer der EnBW Trading GmbH, geleitet. Sein Nachfolger dort ist Christoph Müller, der bereits zum 1. August aus dem Vorstand der
EnBW Transportnetze AG zur TradingTochter gewechselt ist.
Führungspersonal aus den
eigenen Reihen
Müllers Nachfolger bei der Transportnetze AG wiederum kommt erst am 1.
Dezember 2010, aber auch aus den eigenen Reihen. Es wird Rainer Pflaum sein,
der in den zurückliegenden Jahren in verschiedenen Positionen bei EnBW tätig
war, zuletzt als Leiter des Bereichs Konzernrisikomanagement in der EnBW-Holding; Pflaum wird die EnBW Transport-
Euro/MWh
60,00
netze AG dann gemeinsam mit dem der
zeitigen Vorstand Rainer Joswig leiten.
Ansonsten gehören der EnBW Vertrieb
GmbH-Geschäftsführung die bisherigen
Geschäftsführer der früheren EnBW Vertriebs- und Servicegesellschaft mbH an,
also Gerhard Kleih als stellvertretender
Sprecher der Geschäftsführung, Jörg Lüdorf und Klaus Rohatsch.
Der bisherige Sprecher der Geschäftsführung der alten EnBW Vertriebs- und Servicegesellschaft mbH, Marco Demuth,
hat die Leitung der neuen EnBW Operations GmbH übernommen. Weitere Operations-Geschäftsführer sind Martin Vesper, bisher Geschäftsführer der Yello
Strom GmbH, und Martin Vorderwühlbecke, zuletzt ver.di-Funktionär, als Arn
beitsdirektor.
Energiebörsen Baseload
nächster Tag
55,00
50,00
45,00
40,00
35,00
30,00
25,00
20,00
15,00
10,00
29.9.10
30.9.10
1.10.10
2.10.10
3.10.10
4.10.10
5.10.10
29.09.2010
30.09.2010
01.10.2010
02.10.2010
03.10.2010
04.10.2010
05.10.2010
APX Base
54,41
54,43
44,92
39,42
50,65
50,65
52,52
EPEX Spot Deutschland
57,25
55,24
44,85
42,07
43,38
52,08
50,02
EPEX Spot Frankreich
54,34
55,02
45,71
40,89
50,65
50,67
52,91
OTC-Strompreise
Euro/MWh
29.09.10 30.09.10
01.10.10
04.10.10
05.10.10
BidAskBidAskBidAskBidAskBidAsk
Base
Jahr
49,75
49,89
49,83
49,93
49,57
49,67
49,32
49,42
49,38
49,47
Monat
49,78
49,93
50,25
50,62
52,12
52,45
52,10
52,27
51,98
52,15
Quartal
50,07
50,28
50,10
50,47
51,32
51,55
51,17
51,37
51,13
51,30
Woche 48,45
48,63
49,00
49,38
49,05
49,33
52,63
53,10
52,50
52,98
Peak 8-20h Mo.-Fr.
Jahr
62,15
62,33
62,08
62,27
61,83
62,03
61,32
61,47
61,37
61,60
Monat
61,20
61,43
62,17
62,53
64,65
65,02
64,42
64,75
64,10
64,32
Quartal
61,73
62,02
62,13
62,53
65,35
65,68
62,98
63,25
62,88
63,07
Woche
58,63
58,95
59,75
60,13
59,88
60,38
63,25
63,75
63,70
63,93
Vattenfall Energy Trading präsentiert die angegebenen Forward-Preise für den dargestellten Zeitraum. Alle Preise beziehen sich auf Marktbeobachtungen und sind als Tagesendkurse zu verstehen. Alle Börsenpreise sind Tagesmittelwerte für Baseloadlieferungen des nächsten Tages. Bei Fragen oder Interesse an weiteren Services durch Vattenfall Energy Trading wenden Sie sich bitte an: martina.galarza@vattenfall.com
13
Biogas Nord ist raus aus
den roten Zahlen
MVV Energie geht den dritten Weg
eid Dem Bielefelder Biogas-Technologieanbieter Biogas Nord AG ist es im ersten
halben Jahr gelungen, die roten Zahlen
hinter sich zu lassen und wieder profitabel zu arbeiten. So konnte der Umsatz um
gut 53 Prozent auf 14,3 Millionen Euro
erhöht werden, und auch das EBIT lag
mit 597.000 Euro im Plus. Im Vorjahr
musste die Biogas Nord noch ein Minus
von 834.000 Euro hinnehmen.
Doch nicht nur bei Umsatz und Ergebnis
stimmen die Kennzahlen, auch die Auf
tragseingänge entwickelten sich positiv:
Per Stichtag 15. September 2010 wiesen
die Bücher einen Bestand von 75 Millionen Euro aus. Im Vorjahr waren es lediglich 48 Millionen Euro. Das Unternehmen
hat aktuell 60 Biogasanlagen unter anderem in Deutschland, den Niederlanden,
England, Italien und Spanien in Bau oder
in der Genehmigungs- oder Planungsphase.
Angesichts des guten Geschäftsverlaufs
der vergangenen Monate erwartet der Bio
gas Nord-Vorstand auch für das restliche
n
Geschäftsjahr weiteres Wachstum.
eid Die Mannheimer MVV Energie bekennt sich zu ihrer kommunalen Verwurzelung, will aber gleichzeitig die Vorteile
der Größe im immer wettbewerbsintensiveren Energiemarkt nutzen. Dafür will
die MVV Energie mit ihren Partnerunternehmen und kommunalen Anteilseignern
ein neues Partnerschaftsmodell entwickeln, mit dem man gerüstet sei für „die
veränderten Herausforderungen von
Wettbewerb, Regulierung und politischen
Rahmenbedingungen des deutschen und
europäischen Energiemarktes“.
Dafür haben alle Beteiligten jetzt einen
regelrechten Gesprächsmarathon gestartet, denn das neue Partnerschaftsmodell
soll bis Ende des Jahres stehen. Begonnen haben die Gespräche in Kiel, wo
MVV Energie mit 51 Prozent an den
dortigen Stadtwerken beteiligt ist. Teilgenommen haben die Vorstände der
MVV Energie und der Stadtwerke Kiel
sowie Kiels Oberbürgermeister Torsten
Albig und die Vorsitzenden der Fraktionen der Kieler Ratsversammlung. Danach ging es in ähnlicher Besetzung in
Offenbach weiter; bei der Energieversorgung Offenbach hält die MVV Energie
48,8 Prozent der Aktien.
In dieser Woche finden dann am Dienstag
in Mannheim Gespräche mit Vertretern
der Stadt statt; mit indirekt gehaltenen 51
Prozent ist die Stadt Mannheim größter
Aktionär bei MVV Energie.
MVV und ihre Partner und Anteilseigner
beschreiben ihre künftige Zusammenarbeit als „dritten Weg“ zwischen den vier
großen Verbundunternehmen und den
vielen kleinen und mittleren Stadtwerken.
Dabei sollen drei eigenständige und eigenverantwortliche Stadtwerke ihre Stärken in die Gruppe einbringen, Schwächen
beseitigen und Synergien heben. Die strategischen Schwerpunkte lege man dabei
auf Nachhaltigkeit, Effizienz und starke
n
regionale Identität (Seite 23).
kommentar
Verständnisprobleme
Photovoltaik: Modulpreise
13 Prozent unter Vorjahr
eid Die Preise für Photovoltaikanlagen
sinken weiter. In den letzten zwölf Monaten mussten die Käufer für schlüsselfertige Solarstromanlagen durchschnittlich
13 Prozent weniger hinblättern als im
Vorjahr, so aktuelle Zahlen des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW-Solar).
Erst kürzlich hatte die Bundesnetzagentur
angekündigt, die Fördersätze für EEGStrom wegen des stark zunehmenden
Marktvolumens um die maximal vorgesehenen 13 Prozent zum Jahreswechsel zu
kürzen. Zwar ist im EEG eine reguläre
Degression von 9 Prozent vorgesehen.
Übersteigt aber der Zubauwert den von
der Bundesregierung veranschlagten Korridor von 3,5 GWp, steigt die Degression
um jeweils einen Prozentpunkt pro zusätzlich installiertem GW. Entscheidend für
die Berechnung des Zubaus sind die Monate Juni bis September 2010. Die Neuinstallationen dieser Monate werden mit
dem Faktor drei multipliziert und liegen
dann schon ohne Berücksichtigung der
Septemberzahlen über 6.500 GWp, dem
n
Wert für die maximale Degression.
14
Die Menschen verstehen nicht, dass
die Banken, die die Volkswirtschaften
an den Rand des Ruins getrieben haben, so weiter machen dürfen wie bisher, zumindest was die gewaltigen
Bonuszahlungen an angeblich kompetente Mitarbeiter betrifft, die man
sonst nicht halten könnte. Auch die
Regierungen verstehen das nicht, haben aber bisher nichts dagegen unternommen. Auf der anderen Seite
der Einkommensskala verstehen viele
Menschen nicht, dass zu Lasten der
Ärmeren gespart werden soll und
Hartz IV-Empfänger mit zusätzlichen
5 Euro abgefunden werden, weil ihnen die Berufung auf ein Verfassungsgerichts-Urteil als Erklärung nicht ausreicht. In Stuttgart verstehen viele
Menschen nicht, warum wegen eines
klotzigen Bahnprojekts uralte Bäume
im Schlossgarten weichen mussten,
die Verantwortlichen wundern sich
über den Protest, weil vorher alle politischen und rechtlichen Instanzen
dem Projekt zugestimmt hatten. In
Hamburg verstehen immer mehr
Menschen nicht, dass einerseits der
Monumentalbau der Elbphilharmonie mit Kosten von über 400 Millionen
Euro hochgezogen wird, andererseits
Museen und Bücherhallen geschlossen und das traditionsreiche Schauspielhaus um überlebenswichtige 1,2
Millionen Euro Subventionen gebracht werden soll.
Die Beispiele von Verständnislosigkeit
gegenüber Maßnahmen einer Obrigkeit, die sich entweder nicht genug
bemüht, ihre Entscheidungen auch
intellektuell Anspruchslosen ausreichend verständlich zu machen, oder
daran scheitert, dass für das Verständlichmachen ungeeignete Köpfe zuständig sind, oder aber die Entscheidungen einfach dumm sind, ließen
sich fortsetzen.
Was das alles mit Energie zu tun hat?
Mit den Zweifeln am richtigen Staatshandeln, die seit dem Beginn der
noch längst nicht bewältigten Finanzkrise immer größer geworden sind,
wächst die Gefahr, dass diese Zweifel
bei vielen Menschen zu immer mehr
Widerstand und Kompromisslosigkeit
führen. Die Folgen könnte auch der
Salto rückwärts bei der Atompolitik
zu spüren bekommen. Die Politik sollte weniger sorglos mit den Zweifeln
des Wahlvolkes umgehen.
Gezeitenkraftwerke: Ein neuer Startschuss in Schottland
eid Den besonders kräftigen Tidenhub
in den Hebriden will Scottish Power in
Zukunft kommerziell nutzen. Zusammen
mit dem Islay Energy Trust baut der Energiekonzern das erste Gezeitenkraftwerk
im Sund zwischen den Hebriden-Inseln
Islay und Jura. Bei der Scottish Power Renewables (SPR) hat die spanische Iberdro
la, Muttergesellschaft von Scottish Power,
ihre gesamten Aktivitäten zur Nutzung er
neuerbarer Energie konzentriert. Die
Gruppe bleibt auch stark bei dem European Marine Energy Centre (Emec), dem
Versuchsgelände auf den Orkneys, engagiert. Doch Keith Anderson, Leiter der
Sparte erneuerbare Energien bei Scottish
Power und damit Chef von SPR, ließ auch
andere Standorte untersuchen.
Weil die Meeresenge zwischen Islay und
Jura mit ihrem Tidenstrom von durchschnittlich drei Metern pro Sekunde „geradezu ideale Bedingungen“ bietet, fällt
dort jetzt der Startschuss für eine kommer
zielle Anlage. Den Auftrag für den Bau
der Turbinen hat das norwegische Unternehmen Hammerfest Strom erhalten. Es
hatte 2003 vor der Küste Norwegens eine
300 kW-Anlage installiert, an das norwegische Stromnetz angeschlossen und seither als erster weltweit damit Erfahrungen
gesammelt. Andrew Macdonald vom
Energietrust von Islay, dem Subunternehmer von Scottish Power, sieht mit dem Ge
zeitenkraftwerk „richtiges Geld und richtige Jobs“ auf die Insel kommen. Denn
laut Macdonald können die zehn Unterwasser-Turbinen künftig nicht nur den
Strombedarf der 3.500 Einwohner der Insel günstig decken, sondern auch die dortigen Whisky-Destillen mit Energie versor
gen. Diageo, einer der größten Getränkekonzerne der Welt, hat für vier seiner
schottischen Whisky-Brennereien schon
Strom aus Islay fest kontrahiert. Diageo
hält Strom aus Gezeitenkraftwerken für
verlässlicher als den von Windkraftwerken, weil letztere bei starkem Sturm oder
Flaute nicht arbeiten können.
Gezeitenstrom hat noch einen weiteren
Vorteil: höhere Subventionen. Für Strom
von Windkraftwerken an Land gibt es in
Großbritannien je Megawatt (MW) ein
so genanntes Renewables Obligation Certificate (ROC), ein verkäufliches Emissionszertifikat. Für Offshore-Windkraftwer
ke sind zwei ROCs je MW vorgesehen,
für Gezeitenkraftwerke sogar drei. Alex
Salmond, als so genannter Erster Minister
Schottlands Regierungschef, sieht schon
eine Zukunft als „Saudi-Arabien der maritimen erneuerbaren Energie“. Doch bis
dahin gilt es noch eine Reihe von Hindernissen zu überwinden. Das beginnt mit
dem Stromnetz. Offshore-Wind- und Gezeitenkraftwerke anzuschließen, kostet vo
raussichtlich insgesamt 10 Milliarden
Pfund, rund 13 Milliarden Euro. Der anfängliche Widerstand lokaler Fischer verschwand in Islay aber schnell, weil dort
das Wasser für die örtliche Krabbenfische
rei ohnehin zu tief ist. Wie das aber bei
dem nächsten Projekt aussieht, steht noch
dahin: Einen 95 MW großen Park von
kleinen Gezeitenkraftwerken mit jeweils
bis zu 20 Turbinen plant SPR für Ness
Duncansby. Dort erhofft sich Anderson
endgültig den Durchbruch für Strom aus
n
dem Meer (EID 37/10).
Klimaschutz gibt es nicht zum Nulltarif
eid Die Politik müsse besser kommunizieren, sagte Joachim Gauck in seiner Rede
zu 20 Jahren Deutscher Einheit im Berliner Abgeordnetenhaus. Sie dürfe nicht
verschweigen, dass Klimaschutz seinen
Preis habe, bemängelte Vattenfall EuropeChef Tuomo Hatakka die Sprachlosigkeit
bei unangenehmen Themen. In einem Interview mit der „Süddeutschen Zeitung“
ging Hatakka auf Konfrontationskurs zu
Bundeswirtschaftsminister Rainer Brüderle, als er sagte, er rechne eher mit steigenden Strompreisen. Die Laufzeitenverlängerung wirke zwar langfristig preisdämpfend, aber „es gibt eben auch Effekte
in die andere Richtung. Die Kosten für die
Einspeisung der erneuerbaren Energien,
z.B., steigen rasant. Auch Emissionszertifikate und die notwendigen Investitionen in
intelligente Netze für den Transport erneuerbarer Energien werden teurer werden, weil der massive Ausbau der Netze
zur Nutzung der erneuerbaren Energien
letztlich bezahlt werden muss“ (Seite 1).
Der Finne Hatakka ist überrascht über
die Technologieskepsis in Deutschland.
Welt schauen. Gas und Kohle werden wir
Die CCS-Technologie könne zum Exportnoch lange brauchen. Und auch die Kernschlager werden, „wenn wir sie hier erkraft wird in 20 Jahren in Europa noch
folgreich einsetzen“. „Ob neue Windeine wichtige Energieparks, Kraftwerke oder
quelle sein.“ Auch was
beim Netzausbau – wir
das Vattenfall-Image anspüren beinahe jeden Tag
geht, hat Hatakka keine
einen Mangel an PlaIllusionen: „Wir haben
nungssicherheit. Genehmit den Ereignissen in
migungsprozesse
sind
Krümmel vergangenes
unglaublich kompliziert
Jahr viel Vertrauen verund ziehen sich oft über
loren. Es ist schwer, das
viele Jahre hin. Dabei
zurückzugewinnen. Aber
brauchen wir zum Beidiese Fehler werden sich
spiel dringend neue
nicht wiederholen. Das
Stromtrassen, die Wind
energie von Nord- nach
garantiere ich.“ VattenSüddeutschland bringen
falls Wachstum werde
können (Seite 8). Um es
hauptsächlich von erdeutlich zu sagen: Wenn
neuerbaren
Energien
sich daran nichts ändert, Tuomo Hatakka.
und CO2-armer Strom
kommen.
sind die ehrgeizigen Kli- Bild: Vattenfall Europe erzeugung
Aber investiert werde
maziele aus dem Enerdort, wo die Rahmenbedingungen am atgiekonzept der Regierung schon jetzt zum
traktivsten sind; der Umbau der WirtScheitern verurteilt.“ Hatakka räumt
schaft habe längst eine europäische Diauch mit einer Illusion auf. „Wir werden
n
mension erreicht.
im Jahr 2030 nicht auf eine völlig neue
15
Mineralöl Zahlen daten Fakten
Heizölpreise
Tankstellenpreise
eid
Angebotspreise für Lieferungen
von 3.000 l (Premium-Qualität) frei Ver
wendertank, alles je 100 l, inkl. 19%
MwSt, EBV und IWO am 07.10.2010:
eid Von vier Großgesellschaften erhielt der EID die folgenden bundesweiten
Durchschnittspreise, und bei verschiedenen Markengesellschaften stellte der EID
überwiegend folgende Städtepreise an SB-Tankstellen jeweils in Cent je Liter fest:
OrtEuro
Berlin
69,70-70,90
Hamburg
69,40-71,95
Hannover
71,95-73,90
Düsseldorf
70,35-72,60
Frankfurt
71,05-71,50
Karlsruhe
70,10-72,85
Stuttgart
71,50-73,20
München
72,25-75,55
Rostock
67,65-68,90
Leipzig
69,00-71,40
Dresden
69,60-69,95
Cottbus
67,70-71,50
Kiel
69,25-73,20
Lübeck
68,90-73,40
Bremen
67,60-69,50
Durchschnittspreis
69,75
am 07.10.10
Super Plus
146,6
Eurosuper
140,4
Normalbenzin
140,2
Dieselkraftstoff
125,4
AB
am 06.10.10
147,0
141,0
141,0
126,1
am 07.10.10HamburgEssen
Super Plus
147,9-144,9
147,9-145,9
Eurosuper
141,9-138,9
141,9-139,9
Normalbenzin 141,9-138,9
141,9-139,9
Dieselkraftstoff 126,9-123,9
126,9-121,9
C
D
am 06.10.10
-
-
-
-
am 06.10.10
139,1
125,4
StuttgartMünchen
147,9-145,9
147,9-145,9
141,9-139,9
141,9-139,9
141,9-139,9
141,9-139,9
126,9-124,9
126,9-123,9
RostockBerlinLeipzig
Super Plus
147,9
147,9-144,9
145,9
Eurosuper
141,9
141,9-138,9
139,9
Normalbenzin
141,9
141,9-138,9
139,9
Dieselkraftstoff
126,9
126,9-123,9
123,9
Quelle: EID
Quelle: EID
Vergleich der Verbraucherpreise in der EU Eurosuper
unverbleit
vom 04.10.2010
Diesel-HeizölHeizöl
kraftstoff
leicht
schwer*, < 1%-S
Euro/1.000 lEuro/1.000 lEuro/1.000 lEuro/Tonne
ohne
Steuern
mit
Steuern
Belgien
526,02
1.378,90
565,71
1.159,90
510,11
639,60
347,99
Bulgarien
486,25
1.003,78
499,03
966,97
512,32
982,92
-
Dänemark
552,98
1.405,94
586,39
1.219,46
629,61
1.202,56
393,61
Deutschland
486,68
1.358,00
546,41
1.210,00
527,94
701,26
-
Estland
498,62
1.105,67
528,25
1.105,42
494,77
726,87
-
Finnland
549,06
1.427,25
608,09
1.154,00
560,80
789,00
-
Frankreich
493,05
1.314,70
524,86
1.139,50
539,47
712,90
376,31
Griechenland
524,24
1.482,00
634,68
1.301,00
505,73
1.141,00
408,52
Großbritannien
468,39
1.340,26
497,47
1.374,42
478,41
637,95
-
Irland
524,40
1.316,00
558,90
1.244,00
644,14
854,43266,13
Italien
556,05
1.344,06
586,73
1.211,67
581,87
1.182,10
391,47
Lettland
528,17
1.075,86
574,70
1.075,86
574,70
720,98
-
Litauen
528,25
1.164,85
560,89
1.010,54
516,45
650,49
-
Luxemburg
519,86
1.129,24
549,25
988,14
510,36
582,80
-
Malta
570,09
1.190,00
562,85
1.080,00
504,69
710,00
497,98
Niederlande
516,23
1.471,00
537,93
1.161,00
434,88
820,00
330,94
Österreich
495,74
1.177,00
539,65
1.111,00
531,43
768,73
368,00
Polen
511,58
1.136,44
563,21
1.083,25
527,09
714,74
438,92
Portugal
532,75
1.350,00
590,96
1.156,00
554,31
868,00
513,27
Rumänien
526,34
1.083,51
577,49
1.079,07
454,18
926,17
461,90
Schweden
478,80
1.345,27
557,26
1.283,58
505,98
1.147,10
433,89
Slowakei
541,80
1.257,00
577,38
1.125,00
665,00
822,94
365,00
Slowenien
513,47
1.211,00
540,09
1.175,00
504,06
749,00
413,00
Spanien
536,12
1.152,76
579,70
1.090,73
508,89
701,73
412,39
Tschechien
543,85
1.282,32
592,65
1.248,19
508,98
727,25
345,74
Ungarn
547,59
1.250,87
592,92
1.202,97
592,92
1.202,97
403,36
Zypern
558,52
1.067,45
583,15
1.062,43
582,31
825,40
514,87
Rangfolge von
Deutschland24
620
8
1223
-
362,99
790,17
394,81
433,94
347,86
422,86
513,00
364,00
435,70
455,13
528,57
477,10
881,19
391,55
479,02
427,57
365,03
430,91
535,37
ohne
Steuern mit
Steuern ohne Steuern mit
Steuern ohne
Steuern mit
Steuern -
* Die Preise einschließlich Steuern bei Heizöl schwer gelten ohne MwSt. Benzin/DK: Tankstellenpreise; HEL: Verbraucherpreise für Lieferungen frei Haus
16
Frachtraten
Brent-Notierungen ($/b) und EuroFixing / US-$/Euro
DatumMonat
November
30.09.2010
81,30-81,50
01.10.2010
83,10-83,30
04.10.2010
83,90-84,10
05.10.2010
83,90-84,10
06.10.2010
85,50-85,70
Dezember
81,50-81,70
83,30-83,50
84,20-84,40
84,20-84,40
85,70-85,90
Wechselkurs
JanuarEuroFx / US-$/Euro
-
1,3650 / 0,7326
83,70-83,90 1,3723 / 0,7287
84,50-84,70 1,3690 / 0,7305
84,60-84,80 1,3768 / 0,7263
86,00-86,20 1,3834 / 0,7229
Quelle: OMR
Argus Flüssiggas-Notierungen (LPG)
eid Spotmarkt-Notierungen, alles in US-Dollar je Tonne (Veränderungen vs.
Vorwoche in Klammer):
06.10.2010PropanButan
fob ARA*
(+45)
770-780
(+45)
(+27)
700-710
cif ARA 2.000 t
(+90)
780-785
(+85)
(+35)
760-770
cif ARA**
(+70)
780-785
(+65)
(+60)
760-770
fca ARA rail 400-600 t
(+43)
770-780
(+43)
(+22)
710-720
fob NWE 2.000 t
(+90)
745-750
(+85)
(+52)
735-745
cif Med 5.-20.5000 t
(+70)
780-785
(+65)
(+60)
780-790
fob Med 2.000 t
(+75)
745-755
(+75)
(+60)
750-760
* Propan bis 1.300 t; Butan bis 1.200 t
(+32)
(+35)
(+60)
(+22)
(+52)
(+60)
(+60)
** Propan 7.-20.500 t; Butan 7.-12.000 t
Die Preisbewertungen von Argus werden anhand einer präzisen und transparenten Methodologie ermittelt, die
unter www.argusmedia.com/methodology zu finden ist.
Argus gilt als der weltweit führende Anbieter von Flüssiggas (LPG) Benchmarks. Dazu gehören der ANSI (Argus
North Sea Index), die cif ARA large cargo Bewertungen und der Argus Far East Index. Bitte wenden Sie sich an
info@argusmedia.com, um tägliche Preise zu erhalten. Argus übernimmt keine Haftung für die Weiterverwendung ihrer Daten. Weitere Informationen über Argus sind unter www.argusmedia.com/eid erhältlich.
Argus International LPG
Argus European Products Northwest Europe
eid Die Frachtraten für Gasöl-Transporte waren nach den Ermittlungen
des EID wie folgt (Grundlage: 1.000-Ton
nen-Partien auf dem Rhein):
Rotterdam-
Duisburg
Euro/t
Frankfurt
Euro/t
Karlsruhe
Euro/t
Basel
SFR/t
am 05.10.10
Rotterdam-
Duisburg
Euro/t
Frankfurt
Euro/t
Karlsruhe
Euro/t
Basel
SFR/t
am 07.10.10
3,25-4,00
8,50-9,50
9,50-10,25
13,75-15,00
3,50-4,50
8,50-10,25
9,50-12,00
14,50-17,75
Quelle: EID
Autogaspreise
40. KW (in Cent/l)
West
Nord
Süd
Ost
59,9 - 68,9
64,9 - 67,9
61,9 - 65,9
63,0 - 69,9
Quelle: DVFG
eid Preise in US-Dollar je Tonne (Veränderungen vs. Vorwoche in Klammer):
06.10.2010
Gasoline 95r 10ppm NWE fob
Gasoline 95r 10ppm NWE cif
Naphtha 65 para NWE cif
Gasoline 98r NWE barge
Gasoline Euro-bob oxy NWE barge
Gasoline Euro-bob non-oxy NWE barge
MTBE NWE barge
Naphtha 65 para NWE barge
Jet/kerosine NWE barge
Gasoil diesel 10ppm German NWE barge
Gasoil Heating oil German NWE barge
Jet/kerosine NWE cif
Gasoil diesel 10 ppm German NWE cif
Gasoil heating oil German NWE cif
Gasoil Russian cargo NWE cif
Fuel oil 1% NWE fob
Fuel oil 3,5% NWE fob
Fuel oil 1% NWE cif
Fuel oil 3,5% NWE cif
FAME 0C CFPP Rotterdam barge fob
FAME -10 CFPP Rotterdam barge fob
Ethanol NWE fob Rotterdam ex duty
Ethanol NWE T1 cif Rotterdam ex duty
(+64,25)
(+63,75)
(+57,00)
(+63,75)
(+63,75)
(+63,75)
(+75,00)
(+57,00)
(+47,25)
(+44,25)
(+45,00)
(+51,25)
(+47,75)
(+44,75)
(+44,75)
(+28,75)
(+36,25)
(+28,75)
(+36,25)
(+22,00)
(+20,00)
(-89,00)
(-89,00)
760,25-760,75
768,50-769,00
758,00-760,00
792,75-793,25
751,75-752,25
751,75-752,25
870,00-880,00
758,00-760,00
766,75-767,25
746,50-747,50
730,50-731,00
770,00-771,00
753,50-755,50
734,50-736,50
734,50-736,50
472,00-476,00
449,75-453,75
483,25-487,25
461,00-465,00
1.107,00-1.117,00
1.140,00-1.150,00
594,00-596,00
584,00-586,00
(+64,25)
(+63,75)
(+56,00)
(+63,75)
(+63,75)
(+63,75)
(+80,00)
(+56,00)
(+47,25)
(+44,75)
(+45,00)
(+51,25)
(+47,75)
(+44,75)
(+44,75)
(+28,75)
(+36,25)
(+28,75)
(+36,25)
(+22,00)
(+20,00)
(-89,00)
(-89,00)
Argus European Products
Die Preisbewertungen von Argus werden anhand einer präzisen und transparenten Methodologie ermittelt, die
unter www.argusmedia.com/methodology zu finden ist.
Argus ist einer der weltweit führenden Anbieter von Benchmarks für die Energiemärkte. Dazu gehören europäische Bargepreise für Benzin, sowie der ANSI (Argus North Sea Index), die cif ARA large cargo Bewertungen und
der Argus Far East Index für Flüssiggasmärkte (LPG). Bitte wenden Sie sich an info@argusmedia.com, um tägliche Preise zu erhalten. Argus übernimmt keine Haftung für die Weiterverwendung ihrer Daten.
Weitere Informationen über Argus sind unter www.argusmedia.com/eid erhältlich.
Starker Euro bremst
Ölpreisanstieg
eid Mal wieder ist es der in den vergangenen Monaten oftmals so geschmähte
Euro, der die Verbraucher in der Euro-Zo
ne derzeit vor stark steigenden Ölverbraucherpreisen schützt. Der zuletzt kräftige Anstieg der Notierungen am Rohölmarkt (Brent-Öl zur Lieferung im November kostete zuletzt über 85 US-Dollar
je Barrel) sowie am Produktenspotmarkt
in Rotterdam (Eurobob z.B. verteuerte
sich binnen einer Woche um knapp 10
Prozent) wurde durch die Stärke des Euro
bzw. die Schwäche der Ölabrechnungswährung US-Dollar stark abgemildert.
So stiegen die Mineralölverbraucherpreise
am deutschen Markt nur wenig. Trotz der
bis Redaktionsschluss erfolgten drei Preisrunden – wieder im Wechsel von Aral und
Shell initiiert – kosteten Benzin und Diesel an den Tankstellen am 7. Oktober
höchstens 1 Cent/l mehr als in der Vorwo
che. Und auch beim leichten Heizöl ging
es preislich nur leicht, nämlich im Durchschnitt rund 50 Cent/100 l, nach oben. n
17
Ölmarktpreise – Rotterdam und Inland
eid Der Oil Market Report (OMR) hat nachstehende fob-ARA-Preise in US-$/t für den Rotterdamer Spotmarkt ermittelt.
30.09.10
01.10.10
04.10.10
05.10.10
06.10.10
SuperbenzinEurobob*Gasöl 0,1% S
706,0-710,0
706,0-710,0
704,0-705,0
726,0-731,0
726,0-731,0
715,0-718,0
742,0-744,0
734,0-736,0
724,0-725,0
744,0-745,0
736,0-737,0
718,0-719,0
770,0-771,0
764,0-765,0
730,0-732,0
Diesel EN590Heizöl max. 1% SHeizöl High S
722,0-723,0
452,0-456,0
437,0-440,0
735,0-737,0
467,0-472,0
449,0-452,0
740,0-741,0
466,0-467,0
456,0-457,0
736,0-737,0
467,0-470,0
457,0-460,0
747,0-749,0
476,0-477,0
465,0-469,0
* Eurobob = European Blendstock for Oxygene Blending, eine Mischkomponente, die unter Hinzufügung der erforderlichen Beimischung
der Benzin-Norm EN228 entspricht.
Quelle: OMR
eid Der OMR notierte für Lieferungen ab Raffinerie/Lager frei TKW (fot) in Euro/t (Angaben exkl. Steuern/EBV/IWO. Bei der
Umrechnung in Euro/t wurden folgende spezifische Gewichte zugrunde gelegt: Superbenzin 0,755; Normalbenzin 0,745; Diesel 0,845; Heizöl leicht 0,845):
30.09.10
Norden
Osten
Seefeld
Südosten
Westen
Rhein-Main
Südwesten
Süden
Superbenzin (10 ppm S)Bio-Diesel (DIN 14214)
569,5-574,8
809,7-815,4
583,4-588,7
810,9-816,5
572,2-579,5
590,1-596,7
812,0-817,7
570,2-575,5
806,3-810,9
572,8-578,1
810,9-815,4
567,5-572,8
812,0-816,5
568,9-575,5
817,7-822,2
Diesel (10 ppm S)Heizöl (0,1% S)
564,0-568,8
521,5-526,2
573,5-577,0
532,1-535,7
567,6-573,5
527,4-532,1
578,2-583,0
536,9-541,6
566,4-572,3
525,0-529,8
569,9-574,7
532,1-536,9
565,2-569,9
532,1-538,0
573,5-579,4
544,0-549,9
01.10.10
Norden
Osten
Seefeld
Südosten
Westen
Rhein-Main
Südwesten
Süden
576,2-581,5
859,6-870,9
590,1-594,0
861,8-873,2
582,8-587,4
594,7-600,7
863,0-874,3
576,8-582,8
857,3-868,6
579,5-584,1
863,0-874,3
572,2-576,2
864,1-875,4
574,8-580,8
865,2-876,6
573,5-577,0
581,8-584,1
577,0-580,6
587,7-591,2
577,0-580,6
579,4-584,7
578,2-584,1
885,3-591,2
530,9-535,7
540,4-544,0
534,5-539,2
545,1-548,7
536,9-539,2
540,4-545,1
541,6-546,3
554,6-560,5
04.10.10
Norden
Osten
Seefeld
Südosten
Westen
Rhein-Main
Südwesten
Süden
585,4-590,1
864,1-870,9
595,4-600,7
865,2-873,2
588,7-592,7
603,3-608,6
866,4-874,3
584,8-588,7
860,7-868,6
587,4-594,0
865,2-874,3
582,1-586,1
866,4-875,4
580,8-588,7
866,4-876,6
575,9-580,6
583,0-587,7
578,2-583,0
586,5-591,2
578,2-581,8
583,0-586,5
579,4-584,1
583,6-588,9
532,1-536,9
541,6-545,1
535,7-540,4
546,3-551,1
535,7-540,4
541,6-547,5
541,6-546,3
553,4-559,3
05.10.10
Norden
Osten
Seefeld
Südosten
Westen
Rhein-Main
Südwesten
Süden
580,1-586,8
843,7-849,4
591,4-598,0
846,0-851,6
584,8-590,7
599,3-604,0
847,1-852,8
584,1-590,1
841,4-847,1
589,4-593,4
844,8-850,5
580,1-585,4
846,0-851,6
579,5-584,8
847,1-852,8
572,3-577,0
581,2-584,1
575,9-579,4
586,5-588,9
574,7-579,4
578,2-583,6
577,0-583,0
580,6-586,5
527,4-530,9
536,9-540,4
532,1-534,5
541,6-545,1
533,3-537,5
539,2-544,0
538,0-544,0
551,1-555,8
06.10.10
Norden
Osten
Seefeld
Südosten
Westen
Rhein-Main
Südwesten
Süden
588,1-593,4
843,7-849,4
602,6-606,6
846,0-851,6
594,0-598,0
610,6-614,6
847,1-852,8
586,1-593,4
843,7-849,4
591,4-594,7
847,1-852,8
582,1-587,4
848,2-853,9
579,5-590,1
848,2-853,9
569,9-573,5
579,4-581,8
572,3-575,9
585,3-587,7
572,3-577,0
578,2-581,8
574,7-578,2
578,2-584,1
525,0-528,6
534,5-536,9
527,4-532,1
539,2-541,6
529,8-534,5
538,0-542,8
536,9-541,6
547,5-554,6
Quelle: OMR
18
mineralöl Raffinerien
Raffineriemargen im September rauf
Der Margentrend zeigte im September wieder nach oben. Während das Geschäft in
Deutschland wieder profitabel war, wurden in Rotterdam erneut Verluste geschrieben.
eid 24 Euro je Tonne im Januar, 48 Euro je Tonne im Juni, 30 Euro je Tonne im
August – das Auf und Ab bei den Margen in der Mineralölverarbeitung in
Deutschland geht in diesem Jahr munter
weiter. Im September haben es die deutschen Raffinerien wieder auf einen
durchschnittlichen Bruttoerlös von 35,5
Euro je Tonne (vereinfacht kalkulierte
Hydrocracker-Brutto-Marge, nur Brent,
ohne Spezialprodukte, Preisbasis für
Spot-Rohöl FAZ, für Produkte OMR
mid) und damit in den profitablen Bereich geschafft, liegen doch die durchschnittlichen Kosten, die der EID bei seinen Margenberechnungen für einen
Muster-Catcracker zugrunde legt, bei etwa 33 Euro je Tonne. Dabei haben sich
alle Mineralölprodukte im Verhältnis
zum Rohöl preislich günstiger entwickelt: Während der cif-Brent-Preis im Berichtsmonat um etwa 1,2 Euro je Tonne
zurückgegangen ist, sind die Raffinerieerlöse für die Summe der Hauptprodukte
um 3,7 Euro je Tonne gestiegen (siehe
Tabelle).
Allerdings ist die Verdienstsituation der
Mineralölverarbeiter in Deutschland
recht unterschiedlich. Während im Westen derzeit sogar leicht rote (32,2 Euro
je Tonne Brutto-Marge im September)
und im Norden (34,2) gerade so schwarze Zahlen geschrieben werden, verdienen die Raffinerien im Süden (39,9) und
Südwesten (37,6) einigermaßen gutes
Geld.
Am Raffineriestandort Rotterdam
weiter rote Zahlen
In Rotterdam war die Mineralölverarbeitung im September allerdings zum wiederholten Mal in diesem Jahr defizitär.
Obwohl auch hier die HC-Brutto-Marge
anzog, kamen die Raffinerien dort gerade
einmal auf durchschnittlich 31,1 Euro je
Tonne.
Aufs bisherige Jahr gesehen sieht es bei
den Erlösen der deutschen Raffinerien gar
nicht so schlecht aus. Auf durchschnittlich 36,6 Euro je Tonne kommen sie nach
den ersten neun Monaten, das ist etwas
besser als zum gleichen Zeitpunkt des
n
Vorjahres (36,1).
Sept. / Aug. 2010R’dam
Preisveränderung
- 1,2
Rohöl (Brent cif ) Euro/t
West
- 1,2
Südw.
- 1,2
SüdNord
- 1,2
- 1,2
Delten Preis-Veränderungen Produkte - vs. Rohöl / Euro/t
Benzin
3,2
3,0
3,02,9
HEL
8,8
8,7
8,6
8,6
Diesel
7,8
7,7
7,6
7,6
HS, 1% S
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
Gesamtausbeute
5,8
5,6
5,5
5,5
- 4,0
9,6
7,7
n.a.
3,1
Ø
- 1,2
0,9
8,9
7,6
n.a.
4,8
Hydrocracker-Raffinerie-Bruttomargen (Durchschnitt Westdeutschland)Euro/t
20,0
110,0
100,0
15,0
90,0
10,0
80,0
5,0
70,0
60,0
0,0
50,0
-5,0
40,0
-10,0
30,0
20,0
-15,0
10,0
-20,0
0,0
-10,0
1999 1999 2000 2001 2002 2002 2003 2004 2005 2005 2006 2007 2008 2008 2009 2010
-25,0
Vier westdeutsche Raffineriestandorte Gleitender 12-Monatsdurchschnitt
Vier westdeutsche Raffineriestandorte Aktuelle Werte
Abstand Rotterdam/Inland Gleitende 12-Monatsdurchschnitte
Abstand Rotterdam/Inland Aktuelle Werte
Hydrocracker-Raffinerie-Bruttomargen nach StandortenEuro/t
115
105
95
85
75
65
55
45
35
25
15
5
-5
Jan Jun Nov Apr Sep Feb Jul Dez Mai Okt Mrz Aug Jan Jun Nov Apr Sep Feb Jul
03 03 03 04 04 05 05 05 06 06 07 07 08 08 08 09 09 10 10
Rotterdam
Hamburg
Neustadt
Gelsenkirchen
Karlsruhe
19
mineralöl marktinformationen
Irak steigert Ölreserven um ein Viertel
eid Die Ölvorkommen im Irak sind größer als bisher angenommen. Wie Iraks
Ölminister Hussein al-Schahristani mitteilte, belaufen sich die bestätigten Ölreserven des Iraks auf rund 143 Milliarden
Barrel oder 19,3 Milliarden Tonnen. Das
ist fast ein Viertel mehr als bisher angenommen. Mit diesen Reserven ist der Irak
nach Saudi-Arabien das zweitölreichste
Land im Nahen Osten. Wenn man die
schwierig zu gewinnenden Ölsände hinzunimmt, nimmt der Irak nach SaudiArabien, Venezuela und Kanada weltweit
unter den Länden mit den größten Ölvorkommen den vierten Platz ein.
Ausgelöst wurde die neue Reservenschätzung durch Erkenntnisse der internationalen Ölmultis, die sich das Recht zur Erschließung der enormen Ölvorkommen
des Irak ersteigert hatten wie z.B. die Felder West Qurna, Rumaila oder Zubair im
Süden des Landes. Insgesamt sind 16 Ölfirmen in verschiedenen Konsortien auf
West Qurna soll sprudeln
elf Vorkommen tätig geworden, z.B. BP
mit der China National Petroleum Corporation, ExxonMobil mit Shell oder Statoil
mit Lukoil. Wenn diese Unternehmen ihre
vertraglichen Verpflichtungen einhalten,
wird die Ölproduktion des Iraks von heute 125 Millionen auf 600 Millionen Tonnen im Jahr steigen und die derzeitige Förderkapazität Saudi-Arabiens erreichen.
Fachleute zweifeln allerdings, dass diese
Menge in kurzer Zeit zu erreichen ist, da
es im Irak an Infrastruktur, Exportkapazität – und Sicherheit fehlt. Es gibt aber Pläne für neue Rohölleitungen an die Küsten
und neue Umschlaganlagen am Persischen
Golf sowie an den Küsten Syriens und der
Türkei.
In der Branche war man von der Erhöhung der irakischen Ölreserven nicht
überrascht. Seit langem war bekannt,
dass der Irak über enorme Ölreserven
verfügt, die eventuell sogar die SaudiArabiens übertreffen. Und ohne begrün-
Raffineriedurchsatz und -erzeugung in Deutschland
Nach Berechnungen des Mineralölwirtschaftsverbandes (MWV) belief sich die
Raffinerieerzeugung im August 2010 auf 9,32 Millionen Tonnen einschließlich Eigenverbrauch und Verluste sowie Chemieprodukte. Das waren 4,5 Prozent weniger als vor einem Jahr. Zum Einsatz kamen 8,47 Millionen Tonnen Rohöl sowie
gut 850.000 Tonnen Produkte. Die Kapazitätsauslastung lag in diesem August bei
knapp 84,8 Prozent (August 2009: 87,7 Prozent).
Aufs Jahr gesehen lag die Erzeugung der deutschen Raffinerien nach acht Monaten mit knapp 70 Millionen Tonnen um gut 9 Prozent im Minus. Die kumulierte
Raffinerieauslastung betrug dieses Jahr gerade einmal 79,7 Prozent, was deutlich
weniger war als zwischen Januar und August 2009 (87,8 Prozent), aber zur Margenstabilisierung in diesem Jahr beigetragen hat (Seite 19).
- in 1.000 Tonnen -
August
2010
Veränd. geg.
Vorjahr in %
Januar -
August 10
Veränd. geg.
Vorjahr in %
8.470
852
9.322
- 3,5
- 13,3
- 4,5
62.416
7.047
69.463
- 9,3
- 8,1
- 9,2
- 7,5
14.100
- 14,3
- 1,329.679
- 8,6
Rohöleinsatz
Produkteneinsatz
Gesamteinsatz
Raffinerieerzeugung
Ottokraftstoffe
und Komponenten
1.896
Mitteldestillat
und Komponenten 3.942
Heizöl, schwer
und Komponenten 576
Sonstige Produkte 2.177
Mineralölprodukte
8.591
Eigenverbrauch
und Verluste
554
Chemieprodukte
177
Insgesamt
Quelle: MWV
20
9.322
- 21,9
- 1,3
- 4,4
4.335
15.681
63.795
- 27,0
+ 0,5
- 9,5
- 8,0
3,3
4.418
1.250
- 6,4
- 4,8
- 4,5
69.463
- 9,2
ExxonMobil plant in Partnerschaft
mit Shell im Rahmen der West Qurna
Phase One die Zahl der gegenwärtig
370 Fördersonden zu verdoppeln
oder zu verdreifachen, um das vertraglich vereinbarte Förderziel zu erreichen. Auf dem Feld soll die Ölproduktion von heute rund 12,5 Millionen Tonnen auf 117,5 Millionen Tonnen jährlich gesteigert werden.
Schon im nächsten Jahr soll die Produktion um 10 Prozent steigen, heißt
es von ExxonMobil.
ExxonMobil hat auch die Führung
eines Millionen Dollar schweren Vorhabens übernommen, mit dem die
Ölgewinnung durch Einpressen von
Wasser in die Öl führenden Schichten bei den Feldern West Qurna,
Majnoon, Zubair, Rumaila, Gharaf
und Haltaya im Südirak gesteigert
werden soll.
dete Hoffnung auf erhebliche Ölmengen
hätten sich die internationalen Ölgesell
schaften kaum um Modernisierung und
Ausweitung der irakischen Felder bemüht. Doch war es wegen der Verstaatlichung der irakischen Ölindustrie in der
zweiten Hälfte der 70er Jahre, die Saddam-Diktatur, das Öl-gegen-Lebensmittel-Programm der Vereinten Nationen
und die Sanktionen um die Ölwirtschaft
des Landes still geworden. Das hat sich
in den letzten Jahren und vor allem nach
Abschluss der Dienstleistungsverträge
mit den Ölmultis geändert.
OPEC-Auguren sehen auch einen Zusammenhang zwischen den neuen Angaben über die Ölreserven des Irak und
dem bevorstehenden OPEC-Treffen am
14. Oktober. Zu Zeiten des UN Öl-Lebensmittelprogramms und der Sanktionen unterlag die Ölförderung des
Landes nicht den OPEC-Quoten, mit denen die Produktionsmenge jeden Mitglieds der Organisation je nach Lage des
Weltölmarkts festgelegt wird. Über die
Quoten will die OPEC eine gewisse Stabilität beim Ölpreis erreichen.
Mit dem neuen Auftritt des Iraks auf dem
Weltölmarkt muss die OPEC die irakische Förderung in ihr Quotensystem
einbeziehen, und bei der Festlegung der
Quoten spielt auch das Ausmaß der Ölreserven eines Landes eine Rolle. Ein
Land im Wiederaufbau wie der Irak ist
sicherlich an einer möglichst hohen Pron
duktionsquote interessiert.
mineralöl mittelstand
Bareiß bei der MEW: „Brennstoffmotor ist Zukunftsmodell“
eid Nach all der Aufregung, die der angekündigte Austritt des Bundesverbandes
mittelständischer Mineralölunternehmen
(Uniti) beim mittelständischen Dachverband MEW (Die mittelständische Mineralöl- und Energiewirtschaft e.V.) verur
sacht hat, war dies wieder einmal ein
weitgehend harmonischer Termin für die
mittelständische Mineralölbranche. Zu
einem Hintergrundgespräch über das
Energiekonzept der Bundesregierung hatte die MEW Thomas Bareiß, den energiepolitischen Koordinator der CDU/CSUBundestagsfraktion, eingeladen, und dessen Worte wurden in der Branche mit
Wohlwollen vernommen.
Zunächst, weil er sich aufgrund seines
beruflichen Herkommens als „Kind des
Mittelstandes“ bezeichnete – vor seinem
Einzug in den Bundestag 2005 arbeitete
er sechs Jahre bei einer mittelständischen
Textilfirma in Baden-Württemberg –,
und dann wegen seines Bekenntnisses
zum Energieträger Öl. „Öl spielt in unserem Energiemix nach wie vor eine
wichtige Rolle“, versuchte er eine eventuelle Skepsis seiner Gastgeber zu zerstreuen ob der Tatsache, dass die Begriffe
Öl bzw. Mineralöl im 36seitigen Energiekonzept der Bundesregierung ganze drei
Mal vorkommen.
Bareiß ging in diesem Zusammenhang
insbesondere auf den Verkehrssektor ein,
der nach wie vor vom Öl dominiert wird.
Natürlich würden auch hier erneuerbare
Energieträger an Gewicht gewinnen, der
„Brennstoffmotor“ stelle aber keinen
Widerspruch zum Weg in das regenerative Zeitalter dar, im Gegenteil: Er sei
„nach wie vor ein Zukunftsmodell“.
Bei aller Freude über die positiven Äußerungen Bareiß zum Thema Öl übten die
versammelten Mittelständler – die Uniti
fehlte bei dem Treffen wegen einer gleichzeitig terminierten Vorstands- und Beiratssitzung – auch Kritik am energiepolitischen Kurs von Schwarz-Gelb. „Die
Branche kann mit den Festlegungen im
jüngst verabschiedeten Energiekonzept
der Bundesregierung grundsätzlich leben“, in einigen Fragen bedürfe es jedoch
einer Nachsteuerung, sagte MEW-Geschäftsführer Volker Pilz.
„Wir unterstützen die Einführung der
Nachhaltigkeitsverordnung, sehen aber
die Gefahr, dass zum 1. Januar 2011
nicht ausreichend zertifizierte Ware zur
Verfügung steht“, so Pilz. Ab diesem
Stichtag muss für Biokomponenten in
Kraftstoffen deren nachhaltige Produktion durch Zertifikate nachgewiesen werden. Andernfalls könnten diese nicht auf
die gesetzlich festgelegte Biokraftstoffquotenverpflichtung angerechnet werden. Die Folge seien hohe Pönalezahlungen, die letztlich zu Lasten des Verbrauchers gehen. „Da die Versorgung mit
zertifizierter Ware nicht sichergestellt ist,
sollte die gesamte Ernte 2010 ausgenommen und per se für nachhaltig erklärt
werden“, so Pilz weiter.
Nicht nur Lob, auch Kritik am
Energiekonzept
Im Hinblick auf die gerade in der Bearbeitung befindliche 37. BImSchV machte der
Mineralölmittelstand deutlich, dass er für
Technologieoffenheit steht und auch neuen Produkten gegenüber offen sei. Es dürfe aber keine Wettbewerbsnachteile für
den Mittelstand geben. Da der Mittelstand
keine eigenen Raf
finerien betreibt,
stehe ihm der Weg
der Co-Hydrierung nicht offen.
In dem Gespräch
wiederholten die
Mittelständler ihre Kritik am Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz
(EEWärmeG). Durch die
im EEWärmeG
verankerte
Ermächtigung der
Bundesländer
zum Erlass von
Regelungen für
die
Nutzungspflicht von erneuerbaren Energien
im Gebäudebestand bestehe die
Gefahr, dass jedes
Bundesland eigene
Regelungen
treffe und somit
ein
Flickenteppich
entstehe.
Dies führe letztlich zu höheren
Kosten für Industrie und Verbrau-
cher. Aus diesem Grund fordert der Mineralölmittelstand hier eine bundeseinheitliche Regelung.
Zu den beim Contracting geplanten gesetzlichen Neuregelungen bemängelte
Pilz, dass das erklärte Ziel der Bundesregierung, Missbrauchsmöglichkeiten von
Steuerbegünstigungen aufgrund vertraglicher Gestaltungen zu beseitigen, nicht
erfüllt werde. Der derzeitige Gesetzentwurf entziehe schlicht allen Energiedienstleistungen die energie- und stromsteuerlichen Begünstigungen, sofern nicht
Firmen des produzierenden Gewerbes beliefert werden. Ungewollte Missbrauchsmöglichkeiten würden dadurch gerade
nicht verhindert. Der Wegfall sämtlicher
Steuervergünstigungen führe im Ergebnis
dazu, dass die Endkunden bei Bestandsverträgen mit höheren Preisen belastet
würden, da die Energiedienstleister die
bisher gewährten Steuervergünstigungen
in aller Regel als Grundlage ihrer Kalkun
lation verwendet hätten.
21
Mineralöl marktinformationen
Kein Stopp für TiefseeBohrungen in der Nordsee
eid
Die Anrainerstaaten der Nordsee
und des Nordostatlantiks haben einen
Stopp für neue Ölbohrungen in der Tiefsee abgelehnt. Die im norwegischen Bergen tagende internationale Ministerkonferenz des Übereinkommens zum Schutz
der Meeresumwelt des Nordostatlantiks
(OSPAR) sprach sich gegen ein Moratorium aus. Bundesumweltminister Norbert
Röttgen (CDU) hatte ein solches Moratorium vorgeschlagen, solange die Ursache
für die Deepwater Horizon-Kapastrophe
nicht geklärt sei. Eine Entscheidung werde erst gefällt, nachdem US-Präsident Barack Obama im Januar einen Untersuchungsbericht zur Ölpest im Golf von
Mexiko vorgestellt habe, hieß es nun aus
Bergen. Widerstand gegen ein Moratorium kommt vor allem aus Norwegen und
Großbritannien, wo 23 Tiefsee-Projekte
n
geplant sind.
Norwegen sieht kein großes
Blowout-Risiko
eid Unkontrollierte Ölausbrüche aus einer Bohrung in dem ökologisch empfindlichen Seegebiet um die Lofoten-Inseln
und in der Barentssee dürften keine Katastrophe wie das Macondo-Desaster im
Golf von Mexiko zur Folge haben. Das
ist die Erkenntnis des norwegischen Öldirektorats. Dort hält man es für „äußerst unwahrscheinlich“, dass ein Blowout in einem der Gebiete so katastrophale Folgen haben könnte wie die Ölausbrüche im Golf von Mexiko. Das Norwegian Petroleum Directorate (NPD) begründet seine Auffassung damit, dass die
Vorkommen um die Lofoten und in der
Barentssee schwereres Rohöl enthalten
als die Ölfelder im Golf von Mexiko. Zudem seien der Lagerstättendruck niedriger und die Wassertiefen geringer. So
hat das norwegische Öldirektorat 50
Vorkommen im Seegebiet um die Lofoten-Inseln lokalisiert, die eine Wassertiefe
von 1.000 bis 1.200 m aufweisen, während im Golf von Mexiko eine Wassertiefe von rund 1.500 m vorherrscht. All diese Faktoren würden die Folgen eines Ölausbruchs minimieren. Norwegen möchte
in beiden Seegebieten neue Schürflizenzen
vergeben, wogegen sich Umweltschützer
und eine Reihe von Politikern ausgespron
chen haben.
22
Cairn Energy findet Öl vor Grönland
eid Die schottische Ölgesellschaft Cairn
Ölfirmen wie Shell und ExxonMobil in
Energy ist bei einer Bohrung vor Grönder Arktis aktiv werden. Dagegen hat BP
land 4.300 m unter dem Meersboden auf
auf den Erwerb von Konzessionen dort
Öl gestoßen. Über eine Strecke von 400 m wurden Öl
führende Schichten beobach
tet. Der Gründer und Chef
der Cairn, Sir Bill Gammell,
sieht in dem Ergebnis der
Bohrung Alpha-1St ein er
mutigendes Anzeichen für
Öl- und Gasvorkommen in
der Baffin Bay zwischen
Grönland und Kanada. Es
handele sich zwar nicht um
den erhofften großen Fund, Alpha1St ist einer der ersten Bohrung von Cairn in
aber immerhin sei das Vor- Grönland. Im Bild Uummannaq, so der Name der Insel
Bild: Cairn
handensein von Öl und Gas rund 590 km nördlich des Porlarkreises.
in der Region nun bewiesen.
Nach Schätzungen der Beratungsfirma
verzichtet. Umweltschützer protestieren
gegen die Öl- und Gaserschließung in der
Wood Mackenzie belaufen sich die ÖlArktis. Sie fürchten bei einem Ölausbruch
und Gasreserven unter dem grönländi
schen Schelf auf rund 3 Milliarden Tonweit größere Schäden als beim Macondonen ÖE. Alpha-1St ist die zweite Bohrung
Blowout im Golf von Mexiko, weil bei
des Unternehmens, die erste war auf Gas
den niedrigen Temperaturen in arktischen
spuren gestoßen und verfüllt worden; eiGewässern Öl kaum verdunstet und das
ne dritte Bohrung ist zurzeit im Gang.
Eis Ölbekämpfungs-Maßnahmen ben
Neben Cairn Energy wollen auch andere
oder verhindern könnte.
Mineralöl- und Biokraftstoffabsatz
Nach Berechnungen des Bundesamtes für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle
(BAFA) hat der Anteil von Biodiesel und Pflanzenöl am Dieselkraftstoff im Juli
2010 8,1 Prozent betragen, der von Ethanol am Ottokraftstoff 6,6 Prozent.
- in Tonnen -
Juli
2010
Veränderung
geg. Vorjahr in %
Kraftstoffe auf Mineralölbasis
Ottokraftstoffe
1.780.532
davon: Anteil Bioethanol
14.108
an ETBE1)
Beimischung Bioethanol
101.660
Dieselkraftstoff2.890.973
davon: Beimischung
Biodiesel (FAME) 203.056
+ 1,7
- 20,2
+ 42,8
+ 4,3
- 0,3
Biokraftstoffe
Bioethanol (mit Ethanolanteil 70-90%)
1.314
Biodiesel (FAME)2)27.750
Pflanzenöl2)
6.365
+ 49,2
+ 38,7
- 28,6
Motorkraftstoffe insgesamt
1.781.635
Otto- u. Bioethanolkraftstoffe3)
davon: Bioethanol3)
116.871
Dieselkraftstoffe (inkl. Pflanzenöl)2.925.088
davon: Biodiesel (FAME)
und Pflanzenöl237.171
+ 1,7
+ 30,4
+ 4,4
+ 1,9
1)
Volumenprozentanteil Bioethanol am ETBE: 47%
2)
Quelle: Statistisches Bundesamt
3)
Die bei Bioethanolkraftstoffen enthaltenen Anteile Ottokraftstoffe sind gegengerechnet
Quelle: BAFA
Personalien
Neue kaufmännische
Leitung für eprimo
Neue Führungskräfte für
Lehnkering Euro Logistics
Döring wechselt vom
Aufsichtsrat in den Vorstand
eid Martina Sanfleber ist seit dem 1.
Oktober 2010 die neue kaufmännische
Geschäftsführerin bei der RWE-Discounttochter eprimo. Die promovierte
Betriebswirtin war zuletzt als Geschäftsführerin Finanzen (CFO) bei der RWE
Aqua tätig. Sanfleber tritt die Nachfolge
von Jürgen Wallraven an, der das Unternehmen aus persönlichen Gründen verlässt, künftig jedoch weiter im Vertrieb
des RWE-Konzerns verantwortlich tätig
n
sein wird.
eid Die Lehnkering Euro Logistics hat
mit Thorsten Reichel und Hans-Peter
Trachsler gleich zwei Führungspositionen
eid Walter Döring, Ex-Wirtschaftsminister Baden-Württembergs und seit Januar
2010 Aufsichtsratvorsitzender der Windreich AG (EID 25/10), ist per 1. Oktober
2010 in den Vorstand des Unternehmens
gewechselt und hat dort als stellvertreten
der Vorstandsvorsitzender die Verantwortung für die Bereiche Strategie, Unternehmenspolitik und Kommunikation übernommen. Den Vorstandsvorsitz hat weiter Willi Balz inne, Martin Geiger ist als
Vorstand für die Finanzen verantwortlich,
Tim Kittelhake als Vorstand für die Technik.
Abgelöst als Vorsitzender des Aufsichtsrats wird Walter Döring durch den Fraunhofer-Präsident Hans-Jörg Bullinger, stellvertretender Aufsichtsratsvorsitzender ist
Eberhard A. Veit, Vorstandsvorsitzender
n
der Festo AG.
MVV besetzt neues
Geschäftsfeld Erzeugung
eid Der Mannheimer Energieversorger
MVV Energie feilt weiter an der Umsetzung
seiner
Unternehmensstrategie
„MVV 2020“ und hat im Zuge dessen
ein neues Geschäftsfeld Erzeugung eingerichtet. Für die
Leitung des Un
ternehmensberei
ches wurde Phi
lipp Leckebusch
verpflichtet, dem
es nun obliegt,
den Anteil der er
neuerbaren Ener
gien im Konzern Philipp Leckebusch
Bild: MVV
von heute 19 auf 30 Prozent bis
zum Jahr 2020 zu steigern. Leckebusch
kommt von der Ferrostaal AG, wo er seit
2006 in verschiedenen Führungspositionen tätig war, zuletzt als Leiter Equipn
ment Solutions Energy (Seite 14).
Thorsten Reichel (l.) und Hans-Peter
Trachsler.
Bild: Lehnkering
neu besetzt. Reichel ist ab sofort als Prokurist in der Geschäftsleitung tätig und
verantwortet den Bereich Sales und Business Development. Trachsler ist der neue
Geschäftsführer der Lehnkering Logistik
AG in Basel und übernimmt dort die Verantwortung für die operative Führung. n
Hirschhäuser zur Evonik
Carbon Black
eid Michael Hirschhäuser hat zum 1.
Oktober die Nachfolge von Stefan Immer
als Vice President Sales & Global Key Account Management Tire der Evonik Carbon Black GmbH übernommen. Immer
wird Ende des ersten Quartals 2011 in
den Vorruhestand gehen. Hirschhäuser
begann seine berufliche Karriere bei Degussa und war zuletzt verantwortlich für
das Global Key Account Management Silicone des Geschäftsbereichs Inorganic
Materials der Evonik Degussa GmbH. n
Neu formierter Aufsichtsrat
für Conergy
eid
Auf der Hauptversammlung des
Hamburger Solarunternehmens Conergy
ist Anfang Oktober ein neuer Aufsichtsrat
gewählt worden. Das Gremium wird gebildet von Klaus-Joachim Wolfgang
Krauth, Andreas de Maizière, Oswald
Metzger, Bernhard Milow und Norbert
Schmelzle. Neben den fünf im Amt bestätigten Aufsichtsräten wurde auch der bis
herige Vorstandsvorsitzende Dieter Ammer in den Aufsichtsrat berufen. Damit
fehlt Conergy allerdings nun ein Unternehmenschef, ein Nachfolger für Ammer
ist noch nicht gefunden. Derzeit teilen
sich die verbliebenen drei Vorstände die
n
Leitung des Unternehmens.
Termine
VDE-Tagung eMobility
BDEW-Leitfaden Konzessionsverträge
08. und 09. November 2010Leipzig
25. November 2010Berlin
eid In die Elektromobilität wird große Hoffnung gesetzt, zukünftig einen signifikanten Beitrag zur Minderung der CO2Emissionen beitragen zu können. Bei der Fachtagung des
VDE zum Thema Elektromobilität, die im Congress Center
Leipzig stattfinden wird, stehen die Schlüsselkomponenten
elektrischer Fahrzeuge wie Leistungselektronik, elektrische
Antriebe und System Design im Fokus.
Weitere Informationen unter www.vde.com/emobility2010
oder unter Tel.: 069 / 6308-229.
eid Der BDEW-Informationstag zum neuen BDEW-Leitfaden
Konzessionsverträge bzw. Konzessionsabgaben erläutert
Aufbau, Struktur und Arbeit mit dem Leitfaden und befasst
sich mit rechtskonformer Vertragsgestaltung und Abwicklung, den Netzbewertungsmethoden in der Praxis, Brennpunkten in Konzessionsverträgen, aktuellen Urteilen und
Zweifelsfragen des Konzessionsrechts sowie Fakten und Argumenten für Verhandlungen.
Weitere Informationen unter www.ew-online.de.
23
Preise / Impressum
Impressum
$/EuroEurofixing
Eurofixing
$/Euro
$/b$/b
Rohöl
90,00
Rohöl
Energie
Informationsdienst
1,4000
1,3500
80,00
1,3000
70,00
1,2500
60,00
1,2000
50,00
1,1500
23.
6.
20.
3.
17.
1.
Jul
Aug Aug Sep Sep Okt
Brent Frontmonat
OMR low
Quelle: OMR, Brent Frontmonat
low
22.
Jul
5.
Aug
19.
Aug
2.
Sep
Quelle: OMR
16.
Sep
30.
Sep
Quelle: OMR
Energie Informationsdienst GmbH (EID)
- Verlag und Redaktion Weidenallee 24 a
D-20357 Hamburg
Tel.: 040 / 30 37 350
Fax: 040 / 30 37 35 35
e-mail: redaktion@eid.de
Internet: http: // www.eid-aktuell.de
Herausgeber:
Heino Elfert, Heinz Jürgen Schürmann
Geschäftsführung:
Stefan Waldeisen
Euro/
Euro/MWh
Cent/l
Cent/lEurosuper
Eurosuper
Strom
Strom
MWh
Redaktion:
60,00
Rainer Wiek (verantw.), Imke Herzog,
Dominik HeueI, Carola Plesch
56,00
Freie Mitarbeiter:
135,0
52,00
Dr. Franz X. Scharinger, München
Thomas Ukert, Hamburg
130,0
48,00
Anzeigen:
44,00
Heike Sauer, Tel.: 040 / 30 37 35 13
e-mail: heike.sauer@eid.de
40,00
Abonnementservice:
150,0
145,0
140,0
125,0
3.
J
17 u n
.J
un
1.
Ju
15 l
.J
29 ul
.J
12 ul
.A
26 u g
.A
u
9. g
Se
23 p
.S
ep
7.
O
kt
120,0
EID-EigenerhebungEID-Eigenerhebung Bundesdurch-
schnitt von vier A-Gesellschaften
Bundesdurchschnitt von vier A-Gesellschaften
Cent/l
Cent/l
130,0
ul ug ug ug ep ep
ul
un
. J 6. J 20. J 3. A 7. A 1. A 4. S 8. S
22
2
1
3
1
Quelle: EEX, Frontjahr base
EU-Emissionsbe-
Euro/
Diesel
Diesel
EPEX Spot D/A Frontjahr base
t CO2
Euro/t
COrechtigungen
2 EU-Emissionsberechtigungen
Terminmarkt
20,0
125,0
120,0
115,0
12,0
105,0
100,0
29
.
13 Apr
.
27 Ma
. i
10 Ma
.J i
24 un
.J
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22 Jul
.J
5. ul
19 Aug
.A
2. ug
16 Sep
.
30 Sep
.S
ep
8,0
Quelle: EID
Quelle: EID
Euro/100 lHeizöl leicht
Euro/100 l
Heizöl leicht
Premiumqualität
Premium-Qualität
90,00
85,00
80,00
75,00
70,00
65,00
60,00
55,00
50,00
8.
22 Ap
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6. pr
20 Ma
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17 Ju
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23 Se
.S p
7. ep
O
kt
45,00
EID-Eigenerhebung
- Durchschnitt
15 Städte
Quelle: EID Eigenerhebung
Durchschnitt
15 Städte
24
Erscheinungsweise wöchentlich
Jahresabonnement: 216,12 Euro pro
Quartal, inkl. Versand zzgl. 7% MwSt.
Auslandsabonnement:
231,12 Euro pro Quartal, inkl. Versand
Für EU-Länder zzgl. MwSt.
Einzelheft: 19,30 Euro zzgl. Versand
Abonnementskündigungen sind nur mit
einer Frist von 21 Tagen zum Ende des
Bezugszeitraums möglich. Im Falle
höherer Gewalt besteht kein Belieferungs- oder Entschädigungsanspruch.
16,0
110,0
Tel.: 06123/9238-268
Fax: 06123/9238-269
E-mail: eid@vertriebsunion.de
9.
Jul
23.
Jul
6.
Aug
20.
Aug
3.
Sep
17.
Sep
1.
Okt
Quelle: EEX
Pence/
Pence/Therm
Erdgas-Spotnotierungen
Erdgas-Spotnotierungen
Therm
Bacton/Zeebrügge
Bacton/Zeebrügge
68,00
58,00
48,00
38,00
28,00
18,00
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Zeebrügge
Bacton / NBP
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Jun Jun Jul Jul Aug Aug Sep Sep
Quelle: Financial Times / Petroleum Argus
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Kaum Aussicht auf sinkende Strompreise

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