Seit 2011 werde darüber diskutiert, heißt es in einem offenen Brief an die Bundeskanzlerin, die Bundesminister und Abgeordneten des Bundestages. Und obwohl die Umsetzung auch im Koalitionsvertrag in Aussicht gestellt wurde, sei dieses zentrale Instrument im Bundeshaushalt 2020 erneut nicht vorgesehen.

Die Unterzeichner des Schreibens stammen aus den Bereichen Bauwirtschaft, Energie, Immobilien sowie von Energie- und Umweltschutzverbänden. Sie verweisen darauf, dass mit der Bestandssanierung die größte Energie- und CO₂-Einsparung erzielt werden könne und fordern einen wirksamen Steueranreiz. Auch sei das Thema mit neuen Chancen für Verbraucher, Hausbesitzer und nicht zuletzt für Beschäftigte, Planer und das Handwerk verbunden.

Die Verbände und Organisationen, die das Schreiben verfasst haben, appellieren an die Regierung, entsprechende Mittel im Haushalt 2020 einzuplanen. Das absehbare Verfehlen der Klimaziele sei nicht verwunderlich, wenn angekündigte Vorhaben nicht umgesetzt würden. „Eine Maßnahme, über die so breiter Konsens besteht wie bei der Steuerförderung für Gebäudesanierung, duldet keinen Aufschub“, heißt es.

Auf den hohen Energiebedarf durch das Heizen und Kühlen von Gebäuden verweist Michael Schäfer, Leiter Klimaschutz und Energiepolitik bei der Umweltorganisation WWF, die den Appell ebenfalls unterzeichnet hat. Der hohe Verbrauch dieses Sektors sei eine der größten Hürden beim Klimaschutz. Schäfer rief dazu auf, die Sanierungsrate massiv zu steigern. Sonst könne man das im Klimaschutzplan vorgesehene Ziel eines treibhausgasneutralen Gebäudebestands bis 2050 nicht erreichen.
 

Günter Drewnitzky

Wenig Hoffnung, dass das Ausbauziel für die Offshore-Windenergie kurzfristig angehoben wird, hat Irina Lucke. „Ich bin da ziemlich pessimistisch, da wir einfach keine Signale aus dem politischen Berlin bekommen“, sagte die Vorsitzende des Industrienetzwerkes WAB e.V. gegenüber E&M auf der 16. Hamburger Offshore Wind Conference (HOW).

Da die schwarz-rote Bundesregierung wie schon in der zurückliegenden Legislaturperiode an dem Ausbauziel von 15 000 Megawatt bis zum Jahr 2030 festhält, drohe der deutschen Offshore-Windindustrie ein „Arbeitsplatz- und Know-how-Verlust“, so Lucke. Noch gebe es in der Offshore-Windbranche hierzulande rund 20 000 Beschäftigte. „Die Frage ist, wie lange noch. Da in den kommenden drei Jahren vor den deutschen Küsten kaum noch Windenergieanlagen gebaut werden, muss sich die Politik die Frage gefallen lassen, wie die Unternehmen das durchhalten sollen“, so Lucke.

Nicht nur die Anhebung des Ausbauziels auf dem Meer lässt auf sich warten, sondern auch der im schwarz-roten Koalitionsvertrag angekündigte „Sonderbeitrag Offshore-Windenergie“. Das bedeutet eine zusätzliche Ausschreibung für die Windenergienutzung auf See.

Die Netzanschlusskapazitäten dafür sind durchaus vorhanden. In der Nordsee gibt es derzeit eine ungenutzte Kapazität von 600 MW auf einer Konverter-Station. Und für die Ostsee ist eine Kapazität von rund 1 000 MW machbar, bestätigte Henrich Quick, Leiter Offshore-Projekte beim Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz, auf der HOW-Konferenz: „Nach dem Netzentwicklungsplan müssen wir die Leitung zwischen Güstrow und Rostock von 220 auf 380 Kilovolt verstärken, womit nach der Fertigstellung ab 2025 der Anschluss einer zusätzlichen Offshore-Windleistung von 1 000 Megawatt möglich ist.“ Sprich, es gibt ein technisches Potenzial von 1 600 MW Netzanschlussleistung, das bis Mitte der 2020er Jahre für weitere Offshore-Windparks zu Verfügung steht. „Wenn es hierfür eine Auktion gebe, wäre das ein Signal an die Branche“, so die WAB-Vorsitzende Lucke.

Derweil lässt die Bundesregierung über ihre zuständige Fachbehörde, das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH), den Flächenentwicklungsplan für den weiteren Offshore-Windkraftausbau bis zum Jahr 2030 erarbeiten – und zwar auf Basis des gültigen 15 000-MW-Ausbauziels. Bis wann sie eine Nachricht aus Berlin haben müsse, um ein höheres Ausbauziel zu berücksichtigen, wurde die für den Flächenentwicklungsplan zuständige BSH-Koordinatorin Anna Hunke auf der HOW-Tagung gefragt. Ihre Antwort: „Am besten noch in diesem Jahr.“

Ralf Köpke

Der Rotordurchmesser der neuen Onshore-Plattform SG 5.X liegt bei 170 Metern und sei damit der größte der Branche, heißt es in einer Mitteilung des Unternehmens. Die neue Plattform umfasst zwei Turbinenmodelle: die SG 5.8-155 und die SG 5.8-170. Beide verfügen über 5,8 MW Nennleistung und Rotordurchmesser von 155 beziehungsweise 170 Metern. 

Die SG 5.8-155 vergrößert laut der Mitteilung die überstrichene Rotorfläche um 14 % gegenüber der SG 4.5-145, womit sich die jährliche Energieproduktion (AEP) um mehr als 20 % (bei einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s) erhöht. Bei der SG 5.8-170 steigt die überstrichene Rotorfläche um mehr als 37 % und die AEP um 32 % (bei 7 m/s) im Vergleich zur SG 4.5-145.

„Unser Unternehmenszusammenschluss fand heute vor zwei Jahren statt. Ich kann mir keinen besseren Weg vorstellen, diesen Jahrestag zu feiern, als mit der Ankündigung unserer neuen Plattform“, sagte Markus Tacke, CEO von Siemens Gamesa Renewable Energy.

Die erste Prototyp-Installation der SG 5.8-155 ist für Mitte 2020 geplant, die Produktion soll im vierten Quartal 2020 beginnen.

Peter Koller

Die neue Servicelösung „Energy and Efficiency as a service“ des ABB-Konzerns und des Mannheimer Energiedienstleisters MVV ist modular aufgebaut und soll Industriebetrieben und Energieunternehmen helfen, ihre Effizienz zu verbessern, ihre CO₂-Emissionen zu reduzieren sowie ihre Energiekosten zu senken.

Die Energieflüsse von Industrieanlagen und Energieinfrastrukturen werden dabei gemessen, hochauflösend und in Echtzeit verarbeitet und schließlich für virtuelle Kraftwerke optimiert, so die beiden Unternehmen. Die dafür entwickelte IT-Lösung nennt sich „ABB Ability Energy management for sites – OPTIMAX“.

Diese Bündelung und Poolbildung ermögliche die nahtlose Erhebung, Verwaltung und Übermittlung von Umweltdaten in Zusammenhang mit der Energienutzung und erlaube es den Nutzern, die betrieblichen Abläufe ihrer Erzeugungsanlagen, ihrer steuerbaren Verbraucher und Speicher zu automatisieren. Über das virtuelle Kraftwerk verknüpft MVV Flexibilitäten in Form von unterbrechbaren Verbrauchern und Energiespeichern intelligent mit dem Energiemarkt.

Zudem berät das Unternehmen bei der Umsetzung von Energieinfrastrukturmaßnahmen, beim Umgang mit regulatorischen Auflagen sowie bei der Planung, dem Bau und der Finanzierung des Betriebs von Kraftwerken.

„Wegen der steigenden Energiekosten, der zunehmend strengen Auflagen und des durch die Energiewende bedingten Strukturwandels sind Geschäftskunden auf ein Echtzeit-Management ihrer Energieinfrastruktur angewiesen“, sagt Kevin Kosisko, Managing Director Energy Industries bei ABB.

Der neue Service unterstütze bei der „Einführung neuer Energiegeschäftsmodelle und ermöglicht die Prüfung und Optimierung der gesamten Wertschöpfungskette von Energiedienstleistungen, von der Beratung bis zum Betrieb“, ergänzte Joachim Hofmann, Geschäftsführer der MVV Enamic.

Die beiden Unternehmen unterzeichneten die Partnerschaftsvereinbarung offiziell auf der Hannover Messe.
 

 

Heidi Roider

„Das Wirtschaftsministerium muss den Rollout der intelligenten Messsysteme endlich zur Chefsache machen“, forderte Andrees Gentzsch, Mitglied der BDEW-Hauptgeschäftsführung auf dem Treffpunkt Netze des Energieverbandes in Berlin. Um das nächste Level der Energiewende zu erreichen, seien dringend zertifizierte Smart-Meter-Gateways erforderlich. Bisher stehe aber erst ein zertifiziertes Gateway zur Verfügung. „Das ist schlicht unakzeptabel“, so Gentzsch.

Dirk Häger, Fachbereichsleiter beim für die Zertifizierung zuständigen Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI), kündigte auf der Tagung an, ein weiteres Gateway-System stehe kurz vor der Zertifizierung. Er sieht die Ursachen für die Verzögerungen bei der Einführung der Smart Meter nicht beim BSI, sondern in den Rahmenbedingungen begründet. „Wir brauchen Produkte“, stellte er klar. Auch das BSI wolle, dass die Energiewende funktioniert.

Erst wenn drei Gateways von untereinander unabhängigen Herstellern zertifiziert sind und das BSI in einem Verwaltungsakt die sogenannte technische Möglichkeit des Einbaus festgestellt hat, beginnt für Messstellenbetreiber die Rollout-Pflicht.

„Die Energieunternehmen stehen seit eineinhalb Jahren in den Startlöchern“, bekräftigte Gentzsch. Damit es hier endlich losgehen könne, sollte die Politik eine handlungsfähige Task Force einsetzen, realistische Zeitpläne abstecken und sich auf die drängendsten Herausforderungen fokussieren.

Das unterstrich auch Torsten Maus, Geschäftsführer der EWE Netz GmbH. Die Branche habe unter massivem Druck die Voraussetzungen für den Einsatz intelligenter Messsysteme geschaffen. Jetzt gehe es darum, „die Dinge endlich in den Rollout zu bringen“. Eine weitere Verzögerung sei „nicht mehr auszuhalten“.

Peter Focht

In einem Rückblick auf das Produktionsjahr 2018 sprach Paul von einer hohen Auslastung. Vor allem im windarmen zweiten Halbjahr sei das Trianel-Kraftwerk in Lünen (Nordrhein-Westfalen) fast durchgängig gelaufen. „Dies zeigt die wichtige Rolle hocheffizienter, konventioneller Stromerzeugung als Brücken- und Back-up-Technologie in Phasen niedriger Einspeisung aus erneuerbaren Energien“, erklärte er.

4,39 Mrd. kWh wurden 2018 produziert und zusätzlich 56 Mio. kWh Fernwärme ausgekoppelt. 6 633 Betriebsstunden von Januar bis Dezember entsprechen einer Auslastung von 77 %, unter Berücksichtigung der vierwöchigen Revisionszeit sind es sogar 88 %.

Milde Temperaturen und viel Wind ließen die Zahlen für 2019 allerdings wieder zurückgehen. Für das gesamte Jahr rechnet der Kraftwerkschef jedoch mit normalen Zahlen auf dem Niveau der Vorjahre.

Zum Ausstieg aus der Kohleverstromung nannte Paul den gefundenen Kompromiss einen wichtigen Schritt für mehr Planungssicherheit in der Energiewirtschaft. Man gehe davon aus, dass die effizientesten Kraftwerke – Lünen ist erst seit Ende 2013 in Betrieb – im Sinne des Klimaschutzes als letztes vom Netz genommen werden. Aber auch zum letzten Abschalttermin 2038 werde die Anlage mit 25 Jahren noch nicht ihre Lebensdauer erreicht haben. In diesem Fall seien angepasste Entschädigungsregeln erforderlich. Die müssten das Alter der Kraftwerke ebenso berücksichtigen wie die entgangenen Gewinne.

Wichtig nannte Paul auch die Strukturförderung für die Kraftwerksstandorte im Ruhrgebiet. Dabei verwies er darauf, dass allein durch das Kraftwerk Lünen pro Jahr Aufträge in Höhe von 9 bis 11 Mio. Euro an Zulieferer und Dienstleister erteilt werden. Rund ein Drittel der Summe verbleibe in der Region, was seit Inbetriebnahme zu 300 bis 400 dauerhaften Arbeitsplätzen geführt habe.

Das Trianel-Kohlekraftwerk mit einer Leistung von 750 MW liegt am Stummhafen in Lünen. Der Bau hat 1,4 Mrd. Euro gekostet. Es ist das erste Steinkohlekraftwerk an dem ausschließlich Stadtwerke und kommunale Energieversorger beteiligt sind. Durch den hohen Wirkungsgrad von 45,95 % und Filteranlagen auf dem neuesten Stand der Technik habe das Kraftwerk wesentlich geringere Emissionen als veraltete Kraftwerke, wie sie in Deutschland teilweise noch in Betrieb sind, so die Betreiber.

Günter Drewnitzky

Am britischen Forschungsinstitut European Marine Energy Centre (Emec) startet in diesen Tagen das Projekt Aflowt (Accelerating Market Uptake of Floating Offshore Wind Technology). Dabei soll nach einer umfangreichen Vorbereitung ab 2022 eine italienische Saipem-Windturbine vor der Westküste Irlands unter extremen Witterungsbedingungen getestet werden. 

Schwimmende Windturbinen sind aus zwei Gründen interessant: Zum einen können sie in größerem Abstand von der Küste bei Wassertiefen bis zu 150 Metern installiert werden. Dort weht der Wind stärker und gleichmäßiger als an den klassischen Offshore-Standorten mit fester Verankerung am Meeresboden in maximal rund 50 Metern Tiefe. 

Zum anderen können die "floating turbines" in Küstennähe zusammengebaut und einfach an ihren Bestimmungsort geschleppt werden, wogegen bei der klassischen Vorgehensweise die Turbinen vor Ort mit teuren Spezialschiffen installiert werden müssen. 

Das Projekt setzt dabei auf die Hywind-Technologie des norwegischen Energiekonzerns Equinor: Dabei sitzt die Windturbine auf einem einzigen Stahlzylinder, der sich größtenteils unterhalb der Wasseroberfläche befindet und mit drei Stahlseilen am Meeresboden verankert ist. Um exzessive Bewegungen der Windturbine und damit ein mögliches Reißen der Seile zu verhindern, regelt ein Steuerungssystem die Position der Turbine über den Anstellwinkel der Rotorblätter ständig nach.

Das ist auch notwendig, denn an den küstenfernen Standorten sind häufig auch die Witterungsbedingungen extremer. Im Hywind-Scotland-Windpark von Equinor vor der schottischen Küste wurden Anfang Dezember 2017 während des Sturms Caroline Windböen mit mehr als 160 km/h und Wellen mit mehr als acht Metern Höhe verzeichnet. Die Turbinen wurden dabei stillgelegt, blieben aber unbeschädigt.

Im Projekt Aflowt, das die EU mit rund 14 Mio. Euro unterstützt, soll nun unter anderem eine noch bessere Bewegungssteuerung für schwimmende Windturbinen entwickelt werden. Federführend dabei ist das Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme (IWES), der deutsche Projektpartner bei Aflowt.

Peter Koller

In Brüssel unterstrichen die Staats- und Regierungschefs die Notwendigkeit, global größere Anstrengungen zur Senkung der Treibhausgase zu unternehmen. Darüber soll die EU 2020 entscheiden. Eine Gruppe von Mitgliedsstaaten unter Führung Frankreichs, die weitergehende Festlegungen verlangte, konnte sich nicht durchsetzen.

Nach den Schlussfolgerungen des Rates, die einstimmig beschlossen werden, soll 2020 eine Klimastrategie verabschiedet werden, die auf „Klimaneutralität nach dem Pariser Abkommen“ abzielt und „die Besonderheiten der Mitgliedsstaaten“ ebenso berücksichtigt wie „die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie“.
Die Mitgliedsstaaten werden aufgefordert, ihre nationalen Klimapläne zeitgerecht vorzulegen. Die Regierungschefs unterstreichen, dass die Umsetzung des Pariser Klimaabkommens neue Chancen für Wachstum und Arbeitsplätze eröffne. Die Vorteile müssten aber „sozial ausgewogen“ verteilt werden. Das Thema soll nun auf dem Gipfel im Juni erneut behandelt werden.

Frankreichs Staatspräsident Emmanuel Macron kritisierte die Schlussfolgerungen als „unzureichend“. Seine Regierung erwarte, dass die EU sich das Ziel setze, spätestens 2050 die „CO₂-Neutralität“ zu erreichen.

Der belgische Ministerpräsident, Charles Michel, sprach sich ebenfalls für eine anspruchsvollere Klimastrategie aus. Sie sei vor allem von Polen und Tschechien verhindert worden. Gleichzeitig warnte Michel davor, die Klimaziele „zum Vorwand für immer höhere Steuern“ zu nehmen und auf „Ängste und Phobien“ zurückzugreifen. Es mache keinen Sinn, „sinistere Szenarien“ zu entwerfen. Es gehe in der Klimapolitik vielmehr darum, mit Innovationen und Unternehmergeist neue Jobs und neuen Wohlstand zu schaffen.

Die Klimalobby bezeichnete die Schlussfolgerungen als das „falsche Signal“. Sie zeigten, dass die Regierungschefs die Verbindung „zur Klimawissenschaft und zu ihren Bürgern“ verloren hätten, sagte der Chef des Dachverbandes CAN, Wendel Trio. „Es ist einfach nicht akzeptabel, die gleichen Verpflichtungen immer wieder zu recyceln.“ Frankreich, die Niederlande, die skandinavischen und die iberischen Länder seien bereit gewesen, sich bereits heute zu „Netto-Null-Emissionen bis 2050 zu verpflichten. Das sei unter anderem auch von Deutschland verhindert worden.

Tom Weingärtner

Die Verbundnetz Gas AG (VNG), die Gruma Automobile GmbH, und die Faun Viatec GmbH prüfen ein gemeinsames Pilotprojekt für Wasserstoff-Mobilität in Grimma. Wie VNG weiter mitteilt, haben die drei Partner gemeinsam mit der sächsischen Stadt Grimma und dem Landkreis Leipzig eine entsprechende Absichtserklärung unterzeichnet. Bis Ende September soll eine genaue Projektbeschreibung vorliegen.

Vorgesehen ist, auf einem Gelände des Partners Gruma an der Autobahn A14 eine Wasserstofftankstelle zu bauen. Der Elektrolyseur könnte direkt neben der Tankstelle oder auf dem Gelände der Biogasanlage der VNG-Tochter Balance in Grimma installiert werden. Damit wäre ein Rückgriff auf die gute Verkehrsinfrastruktur und die bereits vorhandene Biogas-Infrastruktur möglich, so die VNG. Die Realisierung der Projektidee werde jedoch nur möglich sein, wenn für das Projekt auch Fördermittel eingeworben werden können.

„Als VNG würden wir uns freuen, wenn wir mit der Zukunftstechnologie Power-to-Gas in der mitteldeutschen Region einen Beitrag zur Gestaltung der Energiewende und damit zur Gestaltung des Strukturwandels leisten könnten“, erklärte Hans-Joachim Polk, Vorstand für Infrastruktur und Technik des ostdeutschen Gashändlers und Infrastrukturbetreibers.

Gruma ist ein in Süd- und Ostdeutschland tätiger Anbieter von Autos und Nutzfahrzeugen mehrerer Marken. Faun Viatec GmbH produziert in Grimma Straßenkehrmaschinen auf Lastwagenbasis.
 
 
 

Peter Focht

Nach 33 Jahren wurde Block B des Kernkraftwerks Gundremmingen (Bayern) planmäßig am 31. Dezember 2017 außer Betrieb genommen. Die Genehmigung zum Abbau hatte Betreiber RWE bereits am 11. Dezember beantragt. Die Abbaugenehmigung wird nun am 22. März offiziell bekanntgegeben und zur öffentlichen Einsicht ausgelegt, teilt das Ministerium mit. Das Bundesumweltministerium hat zuvor dem Bescheid des bayerischen Staatsministeriums zugestimmt.

Bayerns Umweltminister Thorsten Glauber (Freie Wähler): „Der Ausstieg aus der Kernenergie und die Umstellung auf erneuerbare Energien gehören zu den größten anstehenden umweltpolitischen Aufgaben. Die Genehmigung zum Abbau von Block B des Kernkraftwerks Gundremmingen ist für Bayern ein weiterer bedeutender Schritt beim Ausstieg aus der Kernenergie.“

Das Kernkraftwerk Gundremmingen war bis zur Abschaltung von Block B das letzte Kernkraftwerk in Deutschland, das noch mehr als einen Reaktor in Betrieb hatte. Die Abschaltung des Siedewasserreaktors Block C wird planmäßig Ende 2021 erfolgen. Das KKW Gundremmingen lieferte einst eine Leistung von 1 344 MW. Die Blöcke B und C erzeugten pro Jahr rund 21 Mrd. kWh Strom und deckten damit rechnerisch rund 30 % des bayerischen Bedarfs.

Jonas Rosenberger