"Chefnotiz am Sonntag" vom 19.2.2012
Kernenergie – Deutschland steigt aus und ganz Europa muss zahlen
„Unsere ehrgeizigen – nationalen wie europäischen – Energieziele können wir nicht ohne eine abgestimmte Energiepolitik auf EU-Ebene erreichen“ heißt es beim Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie. Trotzdem hat Deutschland letztes Jahr ohne Abstimmung mit dem Rest Europas den Ausstieg aus der Atomkraft beschlossen. Mit weitreichenden Konsequenzen für unsere Nachbarn.
Deutlich wurde das jetzt unter anderem im Zuge der Kältewelle aus Sibirien. In Frankreich, wo große Teile der Bevölkerung mit Strom heizen, fiel der Strom örtlich aus oder wurde abgestellt. Nur mit massivem Stromimport aus dem Ausland, vornehmlich aus Deutschland, konnte Schlimmeres verhindert werden.
Daher zeigte man sich in Deutschland stolz, trotz Atomausstieg dem Nachbarn in der Not helfen zu können. Siegesgewiss verkünden die Verfechter des Ausstiegs, die Richtigkeit der Entscheidung. Schließlich sei ja spätestens jetzt offensichtlich, dass man auch ohne Atomstrom über mehr als ausreichende Kapazitäten verfüge.
Doch im Grunde genommen ist das Augenwischerei. Zum einen aus ökologischer Sicht. Denn weil Windräder und Sonnenkollektoren in den vergangenen Wochen kaum Strom lieferten, führte die erhöhte Nachfrage hierzulande zu einer stärkeren Nutzung von Kohle- und Gaskraftwerken und somit zu einem vermehrten Ausstoß von CO2.
Und selbst wenn genügend Strom aus Wind und Sonne produziert worden wäre, ist mit der vielzitierten Aussage, Deutschland sei nach wie vor „ein Netto-Exportland“ vorsichtig umzugehen.
Denn absolut gesehen geht der Export zurück. So lieferte Deutschland im Zeitraum Januar-November 2011 76,6% weniger Strom nach Frankreich als in derselben Zeitspanne im Jahr 2010. Eine unangenehme Situation für das frierende Nachbarland, welches vorübergehend auf Lieferungen aus dem Ausland angewiesen war. Denn außerdem kam es aufgrund der Verknappung des Angebots zu drastischen Verwerfungen auf dem Spotmarkt. An der französischen Strombörse EPEX brachen die Strompreise wahre Rekorde. Am Donnerstag, den 9.2.2012 beispielweise, lag der Preis zwischen 10:00 h und 11:00 h bei 1.938,5 Euro pro Megawattstunde.
Auch an der Leipziger EEX schnellten die Preise in die Höhe. Normalerweise zahlt man hier um die 50 Euro/MWh, während der Kältewelle pendelten die Preise jedoch zwischen 70 bis 130 Euro/MWh. Besonders hart trafen diese Preisausschläge Energieversorgungsunternehmen sowie Industriebetriebe, die spotmarktindizierte Preise für ihren Strom zahlen müssen.
Ein Problem der ganz anderen Art, aber derselben Ursache hat Tschechien. Dort kämpft man mit den großen Mengen an Ökostrom, der eruptiv bei hohem Wind- oder Sonnenaufkommen dahin fließt. Betrachtet man wie oben den Lieferzeitraum Januar-November 2011 und vergleicht diesen mit demselben des Vorjahres, so sieht man, dass der deutsche Stromexport nach Tschechien um 128% gestiegen ist.
Doch das Stromnetz in Tschechien ist für diese Mengen nicht ausgelegt, weshalb es in den nächsten Jahren für gut zwei Milliarden Euro ausgebaut werden muss.
Der Chef der Bundesnetzagentur, Matthias Kurth, hat zunächst also Recht, wenn er über den Atomausstieg sagt: „Den Härtetest werden wir erst in den nächsten zehn Jahren bestehen.“
In seinem Interview meinte er mit „wir“ allerdings nur die Deutschen. Doch wie man sieht, ist der Zirkel der tatsächlich Betroffenen deutlich größer.
„Unsere ehrgeizigen – nationalen wie europäischen – Energieziele können wir nicht ohne eine abgestimmte Energiepolitik auf EU-Ebene erreichen“ heißt es beim Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie. Trotzdem hat Deutschland letztes Jahr ohne Abstimmung mit dem Rest Europas den Ausstieg aus der Atomkraft beschlossen. Mit weitreichenden Konsequenzen für unsere Nachbarn.
Deutlich wurde das jetzt unter anderem im Zuge der Kältewelle aus Sibirien. In Frankreich, wo große Teile der Bevölkerung mit Strom heizen, fiel der Strom örtlich aus oder wurde abgestellt. Nur mit massivem Stromimport aus dem Ausland, vornehmlich aus Deutschland, konnte Schlimmeres verhindert werden.
Daher zeigte man sich in Deutschland stolz, trotz Atomausstieg dem Nachbarn in der Not helfen zu können. Siegesgewiss verkünden die Verfechter des Ausstiegs, die Richtigkeit der Entscheidung. Schließlich sei ja spätestens jetzt offensichtlich, dass man auch ohne Atomstrom über mehr als ausreichende Kapazitäten verfüge.
Doch im Grunde genommen ist das Augenwischerei. Zum einen aus ökologischer Sicht. Denn weil Windräder und Sonnenkollektoren in den vergangenen Wochen kaum Strom lieferten, führte die erhöhte Nachfrage hierzulande zu einer stärkeren Nutzung von Kohle- und Gaskraftwerken und somit zu einem vermehrten Ausstoß von CO2.
Und selbst wenn genügend Strom aus Wind und Sonne produziert worden wäre, ist mit der vielzitierten Aussage, Deutschland sei nach wie vor „ein Netto-Exportland“ vorsichtig umzugehen.
Denn absolut gesehen geht der Export zurück. So lieferte Deutschland im Zeitraum Januar-November 2011 76,6% weniger Strom nach Frankreich als in derselben Zeitspanne im Jahr 2010. Eine unangenehme Situation für das frierende Nachbarland, welches vorübergehend auf Lieferungen aus dem Ausland angewiesen war. Denn außerdem kam es aufgrund der Verknappung des Angebots zu drastischen Verwerfungen auf dem Spotmarkt. An der französischen Strombörse EPEX brachen die Strompreise wahre Rekorde. Am Donnerstag, den 9.2.2012 beispielweise, lag der Preis zwischen 10:00 h und 11:00 h bei 1.938,5 Euro pro Megawattstunde.
Auch an der Leipziger EEX schnellten die Preise in die Höhe. Normalerweise zahlt man hier um die 50 Euro/MWh, während der Kältewelle pendelten die Preise jedoch zwischen 70 bis 130 Euro/MWh. Besonders hart trafen diese Preisausschläge Energieversorgungsunternehmen sowie Industriebetriebe, die spotmarktindizierte Preise für ihren Strom zahlen müssen.
Ein Problem der ganz anderen Art, aber derselben Ursache hat Tschechien. Dort kämpft man mit den großen Mengen an Ökostrom, der eruptiv bei hohem Wind- oder Sonnenaufkommen dahin fließt. Betrachtet man wie oben den Lieferzeitraum Januar-November 2011 und vergleicht diesen mit demselben des Vorjahres, so sieht man, dass der deutsche Stromexport nach Tschechien um 128% gestiegen ist.
Doch das Stromnetz in Tschechien ist für diese Mengen nicht ausgelegt, weshalb es in den nächsten Jahren für gut zwei Milliarden Euro ausgebaut werden muss.
Der Chef der Bundesnetzagentur, Matthias Kurth, hat zunächst also Recht, wenn er über den Atomausstieg sagt: „Den Härtetest werden wir erst in den nächsten zehn Jahren bestehen.“
In seinem Interview meinte er mit „wir“ allerdings nur die Deutschen. Doch wie man sieht, ist der Zirkel der tatsächlich Betroffenen deutlich größer.
"Chefnotiz am Sonntag" vom 12.2.2012
Wie der Staat den Strompreis in die Höhe treibt
Gut gemeint heißt noch lange nicht gut gemacht – das Jahr 2012 beginnt für den Strommarkt mit einer Fülle von staatlichen Eingriffen. Abschaltverordnung, §19 – Umlage, Markt-, Management-, und Flexibilitätsprämie sind die besten Beispiele dafür. Die neuen Verordnungen sollen für Fortschritt auf dem Strommarkt sorgen. Tatsächlich gäbe es viel zu tun. Die Erneuerbaren müssen endlich weg von den Subventionen hin in den echten Strommarkt geführt werden. Die Strompreise steigen, nicht nur für den Endverbraucher, auch für Unternehmen. Außerdem gefährden schwankende Strommengen aus Solar- und Windenergie zusehends die Stabilität der Netze.
Die Abschaltverordnung wurde zur Entlastung des Stromnetzes entwickelt. Energieintensive Industriebetriebe sollen laut Entwurf mit bis zu 60.000 Euro entlohnt werden, wenn sie bei drohender Überlastung den Strom abstellen.
§19 der Stromnetzentgeltverordnung erlaubt Unternehmen mit besonders hohen Stromverbräuchen, ein individuelles Netzentgelt zu beantragen oder sich völlig von den Netznutzungsgebühren befreien zu lassen. Der Paragraph trat Anfang des Jahres in Kraft, um große Betriebe im internationalen Wettbewerb zu unterstützen und um sie von einer Abwanderung abzuhalten.
Markt-, Management-, und Flexibilitätsprämie wiederum sollen die Erneuerbaren in den Strommarkt integrieren. Bislang darf Strom aus Wind, Sonne, Wasser und Biomasse zu jedem Zeitpunkt und in jedweder Menge ins Netz eingespeist werden. Dafür erhalten die Anlagenbetreiber eine feste Vergütung. Natürlich besteht so kein Anreiz, bedarfsgerecht oder kosteneffizient zu produzieren. Das hält den Strompreis künstlich hoch, verhindert, dass sich die richtigen Technologien durchsetzen und gefährdet ebenfalls die Netzstabilität. Daher sollen Betreiber von Erneuerbaren mit dem Marktprämienmodell, das zu Beginn des Jahres eingeführt wurde, an die Börse gelockt werden.
Mit der Marktprämie können Anlagenbetreiber eigentlich nichts falsch machen. Liegt der börsenvermarktete Strom über der EEG-Vergütung dürfen sie den Gewinn einstreichen. Liegt der Börsenpreis unterhalb des EEG-vergüteten Abnahmepreises, wird der Börsenpreis durch die Marktprämie aufgestockt, so dass die Produzenten immer wenigstens das Preisniveau der EEG-Vergütung erzielen. Die Managementprämie wird pauschal als Entschädigung für Mehraufwand und das erhöhte Risiko gezahlt. Einem gewissen Risiko sind die Betreiber in der Tat ausgesetzt, da sie Prognosen über Höhe und Dauer ihrer Einspeisung abgeben müssen. Verfehlen sie ihre Prognosen, werden Strafzahlungen fällig. Die Flexibilitätsprämie wird an Betreiber von Biogasanlagen ausgezahlt, wenn sie die Leistung ihrer Anlagen bei starkem Strombedarf erhöhen. Für jedes zusätzlich installierte Kilowatt erhalten sie pro Jahr ungefähr 130 Euro. So will man gewährleisten, dass bei großem Bedarf möglichst viel Strom aus erneuerbaren Energien stammt.
Zwar sind nun all diese Neuregelungen mit guter Absicht entwickelt worden. Doch gehen sie sämtlich zu Lasten der Endkunden. Die Abschaltprämie wird auf das Netzentgelt umgelegt, welches jeder Bürger über den Strompreis zahlt. Dabei können laut Schätzung der Regierung Mehrkosten von bis zu 102 Millionen Euro im Jahr entstehen. Die Vorlage für die Prämie steht bereits in der öffentlichen Kritik – Umweltminister Röttgen sieht erheblichen „Verbesserungsbedarf“, sie solle „abgelehnt werden“. Es ist aber auch an sich unklar, warum der Staat hier eingreifen muss. Bislang waren Unternehmen und Netzbetreiber nämlich ohne Eingriffe von außen in der Lage, das Thema zu bewältigen – zu deutlich niedrigeren Kosten!
Die durch individuelle Netzentgelte entstehenden Mindereinnahmen werden mit einer bundesweiten Umlage ausgeglichen. Die zahlen – wen überrascht es – Bürger und mittelständische Unternehmen.
Markt-, Management- und Flexibilitätsprämie werden über die EEG-Umlage finanziert. Leidtragende sind ebenfalls wieder die Stromkunden, die für die jährlich steigenden Kosten mit der ebenso stetig steigenden EEG-Umlage aufkommen. Doch nicht nur die hohen Kosten des Marktmodells erregen Unmut. Experten bezweifeln außerdem, dass mit diesem Instrument die richtigen Anreize gesetzt werden. Betreiber von Windkraft- und Solaranlagen können Strom schließlich nur dann erzeugen, wenn Wind weht und Sonne scheint. Die Idee, marktorientierter zu produzieren, muss also zwangläufig ins Leere führen. Lediglich die Qualität der Prognosen über die Erzeugungsmengen kann verbessert werden – nämlich durch noch genauere Wettervorhersagen. Das Ganze mutet an wie eine Subventionierung der Subventionen mit dem Ziel, die Untauglichkeit des gesamten Konzepts zu vertuschen.
Abschaltprämie, §19 und Marktprämienmodell – drei Instrumente, die letztlich nur vordergründig Positives bewirken. Bei genauem Hinsehen wird deutlich, wie der Staat hiermit versucht, den Strommarkt Richtung Planwirtschaft zu führen und damit auf direktem Wege in die Misswirtschaft.
Gut gemeint heißt noch lange nicht gut gemacht – das Jahr 2012 beginnt für den Strommarkt mit einer Fülle von staatlichen Eingriffen. Abschaltverordnung, §19 – Umlage, Markt-, Management-, und Flexibilitätsprämie sind die besten Beispiele dafür. Die neuen Verordnungen sollen für Fortschritt auf dem Strommarkt sorgen. Tatsächlich gäbe es viel zu tun. Die Erneuerbaren müssen endlich weg von den Subventionen hin in den echten Strommarkt geführt werden. Die Strompreise steigen, nicht nur für den Endverbraucher, auch für Unternehmen. Außerdem gefährden schwankende Strommengen aus Solar- und Windenergie zusehends die Stabilität der Netze.
Die Abschaltverordnung wurde zur Entlastung des Stromnetzes entwickelt. Energieintensive Industriebetriebe sollen laut Entwurf mit bis zu 60.000 Euro entlohnt werden, wenn sie bei drohender Überlastung den Strom abstellen.
§19 der Stromnetzentgeltverordnung erlaubt Unternehmen mit besonders hohen Stromverbräuchen, ein individuelles Netzentgelt zu beantragen oder sich völlig von den Netznutzungsgebühren befreien zu lassen. Der Paragraph trat Anfang des Jahres in Kraft, um große Betriebe im internationalen Wettbewerb zu unterstützen und um sie von einer Abwanderung abzuhalten.
Markt-, Management-, und Flexibilitätsprämie wiederum sollen die Erneuerbaren in den Strommarkt integrieren. Bislang darf Strom aus Wind, Sonne, Wasser und Biomasse zu jedem Zeitpunkt und in jedweder Menge ins Netz eingespeist werden. Dafür erhalten die Anlagenbetreiber eine feste Vergütung. Natürlich besteht so kein Anreiz, bedarfsgerecht oder kosteneffizient zu produzieren. Das hält den Strompreis künstlich hoch, verhindert, dass sich die richtigen Technologien durchsetzen und gefährdet ebenfalls die Netzstabilität. Daher sollen Betreiber von Erneuerbaren mit dem Marktprämienmodell, das zu Beginn des Jahres eingeführt wurde, an die Börse gelockt werden.
Mit der Marktprämie können Anlagenbetreiber eigentlich nichts falsch machen. Liegt der börsenvermarktete Strom über der EEG-Vergütung dürfen sie den Gewinn einstreichen. Liegt der Börsenpreis unterhalb des EEG-vergüteten Abnahmepreises, wird der Börsenpreis durch die Marktprämie aufgestockt, so dass die Produzenten immer wenigstens das Preisniveau der EEG-Vergütung erzielen. Die Managementprämie wird pauschal als Entschädigung für Mehraufwand und das erhöhte Risiko gezahlt. Einem gewissen Risiko sind die Betreiber in der Tat ausgesetzt, da sie Prognosen über Höhe und Dauer ihrer Einspeisung abgeben müssen. Verfehlen sie ihre Prognosen, werden Strafzahlungen fällig. Die Flexibilitätsprämie wird an Betreiber von Biogasanlagen ausgezahlt, wenn sie die Leistung ihrer Anlagen bei starkem Strombedarf erhöhen. Für jedes zusätzlich installierte Kilowatt erhalten sie pro Jahr ungefähr 130 Euro. So will man gewährleisten, dass bei großem Bedarf möglichst viel Strom aus erneuerbaren Energien stammt.
Zwar sind nun all diese Neuregelungen mit guter Absicht entwickelt worden. Doch gehen sie sämtlich zu Lasten der Endkunden. Die Abschaltprämie wird auf das Netzentgelt umgelegt, welches jeder Bürger über den Strompreis zahlt. Dabei können laut Schätzung der Regierung Mehrkosten von bis zu 102 Millionen Euro im Jahr entstehen. Die Vorlage für die Prämie steht bereits in der öffentlichen Kritik – Umweltminister Röttgen sieht erheblichen „Verbesserungsbedarf“, sie solle „abgelehnt werden“. Es ist aber auch an sich unklar, warum der Staat hier eingreifen muss. Bislang waren Unternehmen und Netzbetreiber nämlich ohne Eingriffe von außen in der Lage, das Thema zu bewältigen – zu deutlich niedrigeren Kosten!
Die durch individuelle Netzentgelte entstehenden Mindereinnahmen werden mit einer bundesweiten Umlage ausgeglichen. Die zahlen – wen überrascht es – Bürger und mittelständische Unternehmen.
Markt-, Management- und Flexibilitätsprämie werden über die EEG-Umlage finanziert. Leidtragende sind ebenfalls wieder die Stromkunden, die für die jährlich steigenden Kosten mit der ebenso stetig steigenden EEG-Umlage aufkommen. Doch nicht nur die hohen Kosten des Marktmodells erregen Unmut. Experten bezweifeln außerdem, dass mit diesem Instrument die richtigen Anreize gesetzt werden. Betreiber von Windkraft- und Solaranlagen können Strom schließlich nur dann erzeugen, wenn Wind weht und Sonne scheint. Die Idee, marktorientierter zu produzieren, muss also zwangläufig ins Leere führen. Lediglich die Qualität der Prognosen über die Erzeugungsmengen kann verbessert werden – nämlich durch noch genauere Wettervorhersagen. Das Ganze mutet an wie eine Subventionierung der Subventionen mit dem Ziel, die Untauglichkeit des gesamten Konzepts zu vertuschen.
Abschaltprämie, §19 und Marktprämienmodell – drei Instrumente, die letztlich nur vordergründig Positives bewirken. Bei genauem Hinsehen wird deutlich, wie der Staat hiermit versucht, den Strommarkt Richtung Planwirtschaft zu führen und damit auf direktem Wege in die Misswirtschaft.
Chefnotiz am Sonntag" 13.11.2011
Warum Russland seinen Gasmarkt liberalisieren muss
Seit den sechziger Jahren war es internationale Branchenvereinbarung, den Gaspreis an den Ölpreis zu binden. In den darauffolgenden Jahrzehnten wurde der Erdgaspreis dem Ölpreis mit einer zeitlichen Verzögerung von drei bis sechs Monaten angepasst. Bei dieser Regel handelte es sich um ein – im wahrsten Sinne des Wortes – ungeschriebenes Gesetz, denn die Preisbindung war zu keinem Zeitpunkt gesetzlich verankert.
Seitdem hat sich viel auf dem Gasmarkt verändert. Während zum Beispiel im Deutschland der sechziger Jahre Erdgas nur 1 % des Energiemixes ausmachte, sind es heute 25 %. Ebenso hat sich die die Handelsstruktur geändert und mit ihr auch die Handelsbedingungen. Ursprünglich waren Gas- und Stromhandel reine Monopolgeschäfte. Das änderte sich mit der Energiemarktliberalisierung 1998. Zwar verlief die Öffnung des Gasmarktes nicht so zügig wie die des Strommarktes. Aber 2005 wurden mit der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes von 1998 die wesentlichen Grundlagen für mehr Wettbewerb geschaffen.
Wichtiger Schritt auf dem Weg zu einem liberalisierten Gasmarkt war unter anderem die Eröffnung der Erdgasbörse an der European Energy Exchange Leipzig (EEX) 2007. Ziel der Gründung war es, standardisierte Produkte zu verkaufen und damit das Kontrahentenrisiko des OTC-Handels (außerbörslicher Handel) zu reduzieren. Zudem sollte der Börsenhandel mehr Transparenz in den Markt bringen sowie die Anzahl der Anbieter und damit die der Angebote vergrößern. Ein weiterer Befreiungsschlag folgte 2010, als der deutsche Bundesgerichtshof entschied, dass die Gasversorger ihre Preise zukünftig nicht mehr unmittelbar von der Entwicklung der Heizölpreise abhängig machen dürfen. Denn das stelle, so das Urteil des BGH, eine unangemessene Benachteiligung der Verbraucher dar.
Aber anders als die Endkunden sind die großen deutschen Erdgasimporteure, gerade in ihren Altverträgen mit Russland und Norwegen, an die Entwicklung des Ölpreises gebunden. Speziell die Russen versuchen, auch weiterhin die alte Form des Geschäftemachens, ölpreisindexiertes Gas aus Pipelines zu liefern, fortzuführen.
Indes werden seit 2008, also dem Beginn der Weltwirtschaftskrise, die Forderungen von Importeuren wie E.ON Ruhrgas, RWE und Wintershall lauter, die Kopplung endlich aufzuheben. Dahinter stecken nicht nur die Zwänge der Krise.
Denn auf dem Gasmarkt herrscht seit geraumer Zeit ein Überangebot. Zum einem aufgrund rezessionsbedingter niedrigerer Verbräuche. Zum anderen, weil Gas mittlerweile in flüssiger Form (LNG), also unabhängig von Pipelines, verschifft werden kann. Die massive Förderung von unkonventionellem Gas (Shale Gas) tut ihr übriges.
Man muss sich also fragen, wie das jetzt fertiggestellte Großprojekt, die Pipeline „Nord Stream“, noch in das Bild des modernen Gashandels passt. Zumal sich der Gaspreis in Neuverträgen mehr und mehr am Börsenpreis (Terminmarkt) und nicht mehr am Ölpreis orientiert.
Auf russischer Seite zeigen sich bereits die ersten Anzeichen einer Neuorientierung. 2010 führte Gazprom Spotpreis-Elemente in die Langfristverträge mit E.ON Ruhrgas ein und flexibilisierte die Spannbreite der Abnahmeverpflichtungen. Und letzten Monat ließ der russische Premierminister Putin verkünden, dass er nicht ausschließen wolle, den Gasexport seines Landes zukünftig zu liberalisieren.
Sicher ist, auch wenn der Schritt „aktuell nicht geplant sei“, dass der Gasriese ihn bald gehen werden muss. Denn auch wenn sich oberflächlich betrachtet Deutschland in die Abhängigkeit von Russland begibt – umgekehrt ist es kaum anders: Russlands Wirtschaft basiert in erster Linie auf dem Export. Dabei ist Gas neben Erdöl und Raffinerieprodukten der wichtigste Exportschlager des Landes.
Seit den sechziger Jahren war es internationale Branchenvereinbarung, den Gaspreis an den Ölpreis zu binden. In den darauffolgenden Jahrzehnten wurde der Erdgaspreis dem Ölpreis mit einer zeitlichen Verzögerung von drei bis sechs Monaten angepasst. Bei dieser Regel handelte es sich um ein – im wahrsten Sinne des Wortes – ungeschriebenes Gesetz, denn die Preisbindung war zu keinem Zeitpunkt gesetzlich verankert.
Seitdem hat sich viel auf dem Gasmarkt verändert. Während zum Beispiel im Deutschland der sechziger Jahre Erdgas nur 1 % des Energiemixes ausmachte, sind es heute 25 %. Ebenso hat sich die die Handelsstruktur geändert und mit ihr auch die Handelsbedingungen. Ursprünglich waren Gas- und Stromhandel reine Monopolgeschäfte. Das änderte sich mit der Energiemarktliberalisierung 1998. Zwar verlief die Öffnung des Gasmarktes nicht so zügig wie die des Strommarktes. Aber 2005 wurden mit der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes von 1998 die wesentlichen Grundlagen für mehr Wettbewerb geschaffen.
Wichtiger Schritt auf dem Weg zu einem liberalisierten Gasmarkt war unter anderem die Eröffnung der Erdgasbörse an der European Energy Exchange Leipzig (EEX) 2007. Ziel der Gründung war es, standardisierte Produkte zu verkaufen und damit das Kontrahentenrisiko des OTC-Handels (außerbörslicher Handel) zu reduzieren. Zudem sollte der Börsenhandel mehr Transparenz in den Markt bringen sowie die Anzahl der Anbieter und damit die der Angebote vergrößern. Ein weiterer Befreiungsschlag folgte 2010, als der deutsche Bundesgerichtshof entschied, dass die Gasversorger ihre Preise zukünftig nicht mehr unmittelbar von der Entwicklung der Heizölpreise abhängig machen dürfen. Denn das stelle, so das Urteil des BGH, eine unangemessene Benachteiligung der Verbraucher dar.
Aber anders als die Endkunden sind die großen deutschen Erdgasimporteure, gerade in ihren Altverträgen mit Russland und Norwegen, an die Entwicklung des Ölpreises gebunden. Speziell die Russen versuchen, auch weiterhin die alte Form des Geschäftemachens, ölpreisindexiertes Gas aus Pipelines zu liefern, fortzuführen.
Indes werden seit 2008, also dem Beginn der Weltwirtschaftskrise, die Forderungen von Importeuren wie E.ON Ruhrgas, RWE und Wintershall lauter, die Kopplung endlich aufzuheben. Dahinter stecken nicht nur die Zwänge der Krise.
Denn auf dem Gasmarkt herrscht seit geraumer Zeit ein Überangebot. Zum einem aufgrund rezessionsbedingter niedrigerer Verbräuche. Zum anderen, weil Gas mittlerweile in flüssiger Form (LNG), also unabhängig von Pipelines, verschifft werden kann. Die massive Förderung von unkonventionellem Gas (Shale Gas) tut ihr übriges.
Man muss sich also fragen, wie das jetzt fertiggestellte Großprojekt, die Pipeline „Nord Stream“, noch in das Bild des modernen Gashandels passt. Zumal sich der Gaspreis in Neuverträgen mehr und mehr am Börsenpreis (Terminmarkt) und nicht mehr am Ölpreis orientiert.
Auf russischer Seite zeigen sich bereits die ersten Anzeichen einer Neuorientierung. 2010 führte Gazprom Spotpreis-Elemente in die Langfristverträge mit E.ON Ruhrgas ein und flexibilisierte die Spannbreite der Abnahmeverpflichtungen. Und letzten Monat ließ der russische Premierminister Putin verkünden, dass er nicht ausschließen wolle, den Gasexport seines Landes zukünftig zu liberalisieren.
Sicher ist, auch wenn der Schritt „aktuell nicht geplant sei“, dass der Gasriese ihn bald gehen werden muss. Denn auch wenn sich oberflächlich betrachtet Deutschland in die Abhängigkeit von Russland begibt – umgekehrt ist es kaum anders: Russlands Wirtschaft basiert in erster Linie auf dem Export. Dabei ist Gas neben Erdöl und Raffinerieprodukten der wichtigste Exportschlager des Landes.
Die WELT vom 26. April 2011 - Rebellen-Energie aus dem eigenen Keller
20 Prozent sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung. Kleine, dezentrale Anlagen im Eigenheim als Atom-Alternative
Mit Zuhausekraftwerken können Familien sich selbst mit Wärme, Warmwasser und Strom versorgen. Die Investition lohnt sich in der Regel ab 4000 Betriebsstunden jährlich.
So richtig begeistert war Uwe Thormählen von der Idee seiner Frau nicht, sich ein eigenes kleines Kraftwerk in den Keller stellen zu lassen. "Ich musste schon Überzeugungsarbeit leisten", sagt Anne Thormählen. Vor allem, weil eigentlich nur der Wassertank ihrer 22 Jahre alten Heizung angeschlagen war. Aber für eine neue Heizung mit Warmwasseraufbereitung hätten sie mindestens 18 000 Euro investieren müssen. "Da habe ich in der Zeitung von den Zuhausekraftwerken von Lichtblick gelesen und mich im Internet schlau gemacht", so die Hamburgerin. Nicht selbst kaufen, sondern nur beteiligen und langfristig mieten, Wartung inklusive - das hat sie überzeugt.
Etwa 50 dieser Mini-Blockheizkraftwerke (Mini-BHKW) hat der Ökostromanbieter Lichtblick seit Anfang des Jahres in Hamburg und Umgebung installiert. Der regionale Konkurrent Enversum, der die kleinen Kraftwerke bereits seit einem Jahr anbietet, hat schon etwa ebenso viele Haushalte versorgt. Die Nachfrage nach den Geräten ist dabei noch deutlich höher: "Wir hatten über 1000 Bewerber", sagt Ralph Genkel vom Hamburger Energieversorger Enversum. Das ist kein Wunder: Etwa 13,5 Mio. Heizungsanlagen in Deutschland gelten als "unzureichend effizient", etwa drei Viertel des Bestands.
Mini-BHKWs arbeiten nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung: Der Motor im Gerät verbrennt Gas und treibt damit einen Generator an, der die mechanische Energie des Motors in elektrische Energie umwandelt. Dabei entsteht Wärme, die gespeichert und für die hauseigene Heizung und das Warmwasser verwendet wird.
Die kleinen Kraftwerke sind im Trend und das Angebot ist mittlerweile enorm: Versorger locken mit Komplettofferten, Hersteller arbeiten mit Heizungsfachbetrieben zusammen. Ab diesem Jahr sollen sich die neuen Mikro-BHKWs durchsetzen - noch kleinere Anlagen, die sich auch für Einfamilienhäuser eignen.
In den vergangenen Jahren sind Mini-BHKWs deutlich effizienter geworden, die Lösung für alle Hausbesitzer sind aber nicht: Erst ab mindestens 4000 Betriebsstunden im Jahr rechnet sich ein Einbau. "Im Klartext: Nur wenn regelmäßig warmes Wasser benötigt wird, springt das BKHW an, erzeugt Wärme und gleichzeitig Strom", erklärt Jörg Schmidt vom Hersteller green energy solutions. Im Normalfall kostet die Installation eines Mini-BHKWs etwas mehr als eine neue Heizungsanlage. Der Vorteil: für den vom Kraftwerkchen erzeugten Strom gibt es eine Vergütung von 5,11 Cent pro Kilowattstunde. Wird der Strom nicht selbst genutzt, noch ein bisschen mehr. Dazu gibt es zahlreiche Förderprogramme und man kann sich die Energiesteuer rückerstatten lassen.
Mit Anträgen und Rückerstattungsformularen musste sich Familie Thormählen nicht rumschlagen. Gegen einen einmaligen Investitionszuschuss von 5000 Euro hat Lichtblick ihnen ein Mini-BHKW mit Volkswagen-Motor in den Keller gestellt. Den Raum dafür mietet das Unternehmen die nächsten zehn Jahre für fünf Euro im Monat. Die Thormählens bezahlen eine monatliche Grundgebühr von 20 Euro und pro verbrauchter Kilowattstunde Wärme 5,99 Cent - der Preis lehnt sich an die regionalen Grundversorger an.
"Wir haben ausgerechnet, dass der Verbraucher rund 20 Prozent im Vergleich zu einer handelsüblichen Gasheizung einspart", sagt Ralph Kampwirth vom Öko-Energieunternehmen Lichtblick. Das Unternehmen übernimmt nicht nur den Ausbau der alten Anlage, sondern auch alle anfallenden Betriebskosten. Dadurch spart Familie Thormählen noch mal etwa 300 Euro im Jahr.
Das Prinzip des Miniversums vom Konkurrenten Enversum kostet etwa gleich viel und funktioniert ähnlich wie das Zuhausekraftwerk - allerdings mit einem anderen Motor. Bisher hat Enversum mit dem Hersteller Senertec zusammengearbeitet. Dessen "Dachs" ist das meistverkaufte Gerät der Branche. Ab Herbst 2011 bietet Enversum ein noch kleineres Modell von Vaillant an, um eine größere Nachfrage zu bedienen.
Während Lichtblick sich gemeinsam mit VW ein eigenes Modell geschaffen hat, setzt Enversum auf den Marktbestand und die Kooperation mit dem Handwerk. Doch egal welcher Motor das kleine Kraftwerk auch antreibt, das Ziel bleibt dasselbe: Langfristig sollen viele solcher kleinen Einheiten gemeinsam die großen Kraftwerke ersetzen. Einzelne dezentrale Einheiten werden per Funk zentral wie ein Kraftwerk betrieben, um dem Strommarkt bei Bedarf Energie zuzuführen. Langfristig will Lichtblick 100 000 Zuhausekraftwerke vernetzen und damit zwei Atomkraftwerke ersetzen.
Auch andere Energieversorger haben in den letzten Jahren den Einsatz von Mini-BHKWs getestet: darunter die Berliner Gasag, die Nürnberger N-Ergie oder der Freiburger Energieanbieter Badenova. Letzterer bietet seinen Kunden seit etwa einem Jahr ein "Energie-Paket für zu Hause" - mit fast 19 000 Euro Eigeninvestition ist das aber deutlich teurer als die Angebote von Lichtblick und Enversum. E.on Ruhrgas fördert seit Kurzem den Einbau von 100 Kleinkraftwerken mit je 1000 Euro.
Auch die Elektrizitätswerke Schönau (EWS) setzten auf Energie aus Kraft-Wärme-Kopplung. Knapp fünf Prozent ihres Ökostroms stammt aus solchen Anlagen. Zudem fördert der Stromanbieter Mini-BHKWs seiner Kunden. Zusätzlich zur ohnehin anfallenden Einspeisevergütung des Netzbetreibers, erhalten die Kunden der EWS eine extra Förderung für ihr "Rebellenkraftwerk" - quersubventioniert aus dem Strompreis, in dem der so genannte Sonnencent enthalten ist. Bedingung dabei: die Anlagen müssen aktuellen ökologischen Auflagen entsprechen.
Anne Thormählen ist froh, dass sie ihren Mann vom Zuhausekraftwerk überzeugt hat. Der Einbau der neuen Anlage im Februar hat etwa sechs Tage gedauert. In der Zeit hat eine Notheizung die neun Hausbewohner mit Warmwasser versorgt. Nur einmal mussten sie einen Abend lang mit kaltem Wasser auskommen. Aber das war es den Thormählens wert: "Wir haben vorher ausgerechnet, dass wir jetzt bis zu 1500 Euro im Jahr sparen können."
http://www.welt.de/print/die_welt/finanzen/article13265040/Rebellen-Energie-aus-dem-eigenen-Keller.html
Mit Zuhausekraftwerken können Familien sich selbst mit Wärme, Warmwasser und Strom versorgen. Die Investition lohnt sich in der Regel ab 4000 Betriebsstunden jährlich.
So richtig begeistert war Uwe Thormählen von der Idee seiner Frau nicht, sich ein eigenes kleines Kraftwerk in den Keller stellen zu lassen. "Ich musste schon Überzeugungsarbeit leisten", sagt Anne Thormählen. Vor allem, weil eigentlich nur der Wassertank ihrer 22 Jahre alten Heizung angeschlagen war. Aber für eine neue Heizung mit Warmwasseraufbereitung hätten sie mindestens 18 000 Euro investieren müssen. "Da habe ich in der Zeitung von den Zuhausekraftwerken von Lichtblick gelesen und mich im Internet schlau gemacht", so die Hamburgerin. Nicht selbst kaufen, sondern nur beteiligen und langfristig mieten, Wartung inklusive - das hat sie überzeugt.
Etwa 50 dieser Mini-Blockheizkraftwerke (Mini-BHKW) hat der Ökostromanbieter Lichtblick seit Anfang des Jahres in Hamburg und Umgebung installiert. Der regionale Konkurrent Enversum, der die kleinen Kraftwerke bereits seit einem Jahr anbietet, hat schon etwa ebenso viele Haushalte versorgt. Die Nachfrage nach den Geräten ist dabei noch deutlich höher: "Wir hatten über 1000 Bewerber", sagt Ralph Genkel vom Hamburger Energieversorger Enversum. Das ist kein Wunder: Etwa 13,5 Mio. Heizungsanlagen in Deutschland gelten als "unzureichend effizient", etwa drei Viertel des Bestands.
Mini-BHKWs arbeiten nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung: Der Motor im Gerät verbrennt Gas und treibt damit einen Generator an, der die mechanische Energie des Motors in elektrische Energie umwandelt. Dabei entsteht Wärme, die gespeichert und für die hauseigene Heizung und das Warmwasser verwendet wird.
Die kleinen Kraftwerke sind im Trend und das Angebot ist mittlerweile enorm: Versorger locken mit Komplettofferten, Hersteller arbeiten mit Heizungsfachbetrieben zusammen. Ab diesem Jahr sollen sich die neuen Mikro-BHKWs durchsetzen - noch kleinere Anlagen, die sich auch für Einfamilienhäuser eignen.
In den vergangenen Jahren sind Mini-BHKWs deutlich effizienter geworden, die Lösung für alle Hausbesitzer sind aber nicht: Erst ab mindestens 4000 Betriebsstunden im Jahr rechnet sich ein Einbau. "Im Klartext: Nur wenn regelmäßig warmes Wasser benötigt wird, springt das BKHW an, erzeugt Wärme und gleichzeitig Strom", erklärt Jörg Schmidt vom Hersteller green energy solutions. Im Normalfall kostet die Installation eines Mini-BHKWs etwas mehr als eine neue Heizungsanlage. Der Vorteil: für den vom Kraftwerkchen erzeugten Strom gibt es eine Vergütung von 5,11 Cent pro Kilowattstunde. Wird der Strom nicht selbst genutzt, noch ein bisschen mehr. Dazu gibt es zahlreiche Förderprogramme und man kann sich die Energiesteuer rückerstatten lassen.
Mit Anträgen und Rückerstattungsformularen musste sich Familie Thormählen nicht rumschlagen. Gegen einen einmaligen Investitionszuschuss von 5000 Euro hat Lichtblick ihnen ein Mini-BHKW mit Volkswagen-Motor in den Keller gestellt. Den Raum dafür mietet das Unternehmen die nächsten zehn Jahre für fünf Euro im Monat. Die Thormählens bezahlen eine monatliche Grundgebühr von 20 Euro und pro verbrauchter Kilowattstunde Wärme 5,99 Cent - der Preis lehnt sich an die regionalen Grundversorger an.
"Wir haben ausgerechnet, dass der Verbraucher rund 20 Prozent im Vergleich zu einer handelsüblichen Gasheizung einspart", sagt Ralph Kampwirth vom Öko-Energieunternehmen Lichtblick. Das Unternehmen übernimmt nicht nur den Ausbau der alten Anlage, sondern auch alle anfallenden Betriebskosten. Dadurch spart Familie Thormählen noch mal etwa 300 Euro im Jahr.
Das Prinzip des Miniversums vom Konkurrenten Enversum kostet etwa gleich viel und funktioniert ähnlich wie das Zuhausekraftwerk - allerdings mit einem anderen Motor. Bisher hat Enversum mit dem Hersteller Senertec zusammengearbeitet. Dessen "Dachs" ist das meistverkaufte Gerät der Branche. Ab Herbst 2011 bietet Enversum ein noch kleineres Modell von Vaillant an, um eine größere Nachfrage zu bedienen.
Während Lichtblick sich gemeinsam mit VW ein eigenes Modell geschaffen hat, setzt Enversum auf den Marktbestand und die Kooperation mit dem Handwerk. Doch egal welcher Motor das kleine Kraftwerk auch antreibt, das Ziel bleibt dasselbe: Langfristig sollen viele solcher kleinen Einheiten gemeinsam die großen Kraftwerke ersetzen. Einzelne dezentrale Einheiten werden per Funk zentral wie ein Kraftwerk betrieben, um dem Strommarkt bei Bedarf Energie zuzuführen. Langfristig will Lichtblick 100 000 Zuhausekraftwerke vernetzen und damit zwei Atomkraftwerke ersetzen.
Auch andere Energieversorger haben in den letzten Jahren den Einsatz von Mini-BHKWs getestet: darunter die Berliner Gasag, die Nürnberger N-Ergie oder der Freiburger Energieanbieter Badenova. Letzterer bietet seinen Kunden seit etwa einem Jahr ein "Energie-Paket für zu Hause" - mit fast 19 000 Euro Eigeninvestition ist das aber deutlich teurer als die Angebote von Lichtblick und Enversum. E.on Ruhrgas fördert seit Kurzem den Einbau von 100 Kleinkraftwerken mit je 1000 Euro.
Auch die Elektrizitätswerke Schönau (EWS) setzten auf Energie aus Kraft-Wärme-Kopplung. Knapp fünf Prozent ihres Ökostroms stammt aus solchen Anlagen. Zudem fördert der Stromanbieter Mini-BHKWs seiner Kunden. Zusätzlich zur ohnehin anfallenden Einspeisevergütung des Netzbetreibers, erhalten die Kunden der EWS eine extra Förderung für ihr "Rebellenkraftwerk" - quersubventioniert aus dem Strompreis, in dem der so genannte Sonnencent enthalten ist. Bedingung dabei: die Anlagen müssen aktuellen ökologischen Auflagen entsprechen.
Anne Thormählen ist froh, dass sie ihren Mann vom Zuhausekraftwerk überzeugt hat. Der Einbau der neuen Anlage im Februar hat etwa sechs Tage gedauert. In der Zeit hat eine Notheizung die neun Hausbewohner mit Warmwasser versorgt. Nur einmal mussten sie einen Abend lang mit kaltem Wasser auskommen. Aber das war es den Thormählens wert: "Wir haben vorher ausgerechnet, dass wir jetzt bis zu 1500 Euro im Jahr sparen können."
http://www.welt.de/print/die_welt/finanzen/article13265040/Rebellen-Energie-aus-dem-eigenen-Keller.html
PRESSEMELDUNG. Das Kleinkraftwerk im Keller – EnVersum und Vaillant gehen gemeinsame Wege
Der Hamburger Energieversorger EnVersum wird ab sofort bei Kleinkraftwerken im Keller mit dem Heiz- und Lüftungstechnikspezialisten Vaillant zusammenarbeiten.
Ab sofort wird der Hamburger Energieversorger EnVersum mit dem Heiz- und Lüftungstechnikspezialisten Vaillant zusammenarbeiten. Das Mini-Blockheizkraftwerk ecoPOWER 3.0 von Vaillant ist schon seit über 10 Jahren erfolgreich im Einsatz und bildet das Herzstück der Kooperation. ecoPOWER 3.0 ist für den Einsatz in Zweifamilienhäusern, kleineren Gewerbetrieben und öffentlichen Gebäuden konzipiert. Mit diesem Kleinkraftwerk von Vaillant rundet EnVersum sein MiniVersum-Konzept ab. Mit einer Version für größere Wohneinheiten ist das unabhängige Energieversorgungsunternehmen bereits seit März 2010 erfolgreich am Markt.
Beim MiniVersum-Konzept handelt es sich um ein komplettes Servicepaket rund um das Mini-Blockheizkraftwerk. Es beinhaltet den Ausbau der alten Heizung, Einbau des MiniVersum, Gasbelieferung, Einspeisen des Stroms, Wartung, Reparatur und Versicherung. Das MiniVersum bleibt Eigentum der EnVersum. Die Hausbesitzer erhalten Wärme und Strom zu sehr günstigen Konditionen. Darüber hinaus übernimmt EnVersum die Versicherung und einen Großteil der Installationskosten. Die kompakten, anschlussfertigen ecoPOWER 3.0 Geräte von Vaillant arbeiten mit Erdgas und Bio-Erdgas. Nach dem bewährten Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung nutzen sie die Energie doppelt – für Wärme und Strom. Daher arbeiten sie wesentlich effizienter als Großkraftwerke und erreichen einen Gesamtwirkungsgrad von etwa 90 %.
Sowohl für die Hauseigentümer mit einem kleinen als auch mit einem großen MiniVersum gilt: Sie werden Mitglied der MiniVersum-Community und unterstützen damit den Ausbau der Erneuerbaren Energien. Über eine Schaltzentrale der EnVersum werden alle Blockheizkraftwerke miteinander vernetzt. So können Stromschwankungen im Netz, hervorgerufen durch erneuerbare Energien, flexibel ausgeglichen werden. Solche Schwankungen entstehen zum Beispiel, wenn Windkraftwerke aufgrund einer Windflaute nicht genügend Strom produzieren. Da sich die kleinen Kraftwerke besonders schnell regeln lassen, können sie – anders als Großkraftwerke – solche Schwankungen problemlos abfangen.
„Angesichts der aktuellen Energiediskussion gewinnt die Idee der vernetzen Kleinkraftwerke noch mehr an Bedeutung“, sagt Dr. Erich Ogilvie, Mitglied der Geschäftsführung der EnVersum GmbH. Denn durch das Abschalten der sieben ältesten deutschen Meiler ist die Netzstabilität akut gefährdet. Hier kann das MiniVersum-Konzept zukünftig ein noch wichtigere Rolle spielen.
Ab sofort wird der Hamburger Energieversorger EnVersum mit dem Heiz- und Lüftungstechnikspezialisten Vaillant zusammenarbeiten. Das Mini-Blockheizkraftwerk ecoPOWER 3.0 von Vaillant ist schon seit über 10 Jahren erfolgreich im Einsatz und bildet das Herzstück der Kooperation. ecoPOWER 3.0 ist für den Einsatz in Zweifamilienhäusern, kleineren Gewerbetrieben und öffentlichen Gebäuden konzipiert. Mit diesem Kleinkraftwerk von Vaillant rundet EnVersum sein MiniVersum-Konzept ab. Mit einer Version für größere Wohneinheiten ist das unabhängige Energieversorgungsunternehmen bereits seit März 2010 erfolgreich am Markt.
Beim MiniVersum-Konzept handelt es sich um ein komplettes Servicepaket rund um das Mini-Blockheizkraftwerk. Es beinhaltet den Ausbau der alten Heizung, Einbau des MiniVersum, Gasbelieferung, Einspeisen des Stroms, Wartung, Reparatur und Versicherung. Das MiniVersum bleibt Eigentum der EnVersum. Die Hausbesitzer erhalten Wärme und Strom zu sehr günstigen Konditionen. Darüber hinaus übernimmt EnVersum die Versicherung und einen Großteil der Installationskosten. Die kompakten, anschlussfertigen ecoPOWER 3.0 Geräte von Vaillant arbeiten mit Erdgas und Bio-Erdgas. Nach dem bewährten Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung nutzen sie die Energie doppelt – für Wärme und Strom. Daher arbeiten sie wesentlich effizienter als Großkraftwerke und erreichen einen Gesamtwirkungsgrad von etwa 90 %.
Sowohl für die Hauseigentümer mit einem kleinen als auch mit einem großen MiniVersum gilt: Sie werden Mitglied der MiniVersum-Community und unterstützen damit den Ausbau der Erneuerbaren Energien. Über eine Schaltzentrale der EnVersum werden alle Blockheizkraftwerke miteinander vernetzt. So können Stromschwankungen im Netz, hervorgerufen durch erneuerbare Energien, flexibel ausgeglichen werden. Solche Schwankungen entstehen zum Beispiel, wenn Windkraftwerke aufgrund einer Windflaute nicht genügend Strom produzieren. Da sich die kleinen Kraftwerke besonders schnell regeln lassen, können sie – anders als Großkraftwerke – solche Schwankungen problemlos abfangen.
„Angesichts der aktuellen Energiediskussion gewinnt die Idee der vernetzen Kleinkraftwerke noch mehr an Bedeutung“, sagt Dr. Erich Ogilvie, Mitglied der Geschäftsführung der EnVersum GmbH. Denn durch das Abschalten der sieben ältesten deutschen Meiler ist die Netzstabilität akut gefährdet. Hier kann das MiniVersum-Konzept zukünftig ein noch wichtigere Rolle spielen.
EnVersum und Vaillant gehen gemeinsame Wege
Der Hamburger Energieversorger EnVersum wird ab sofort bei Kleinkraftwerken im Keller mit dem Heiz- und Lüftungstechnikspezialisten Vaillant zusammenarbeiten
Hamburg, den 18. April 2011: Das Kleinkraftwerk im Keller – EnVersum und Vaillant gehen gemeinsame Wege
Ab sofort wird der Hamburger Energieversorger EnVersum mit dem Heiz- und Lüftungstechnikspezialisten Vaillant zusammenarbeiten. Das Mini-Blockheizkraftwerk ecoPOWER 3.0 von Vaillant ist schon seit über 10 Jahren erfolgreich im Einsatz und bildet das Herzstück der Kooperation. ecoPOWER 3.0 ist für den Einsatz in Zweifamilienhäusern, kleineren Gewerbetrieben und öffentlichen Gebäuden konzipiert. Mit diesem Kleinkraftwerk von Vaillant rundet EnVersum sein MiniVersum-Konzept ab. Mit einer Version für größere Wohneinheiten ist das unabhängige Energieversorgungsunternehmen bereits seit März 2010 erfolgreich am Markt.
Beim MiniVersum-Konzept handelt es sich um ein komplettes Servicepaket rund um das Mini-Blockheizkraftwerk. Es beinhaltet den Ausbau der alten Heizung, Einbau des MiniVersum, Gasbelieferung, Einspeisen des Stroms, Wartung, Reparatur und Versicherung. Das MiniVersum bleibt Eigentum der EnVersum. Die Hausbesitzer erhalten Wärme und Strom zu sehr günstigen Konditionen. Darüber hinaus übernimmt EnVersum die Versicherung und einen Großteil der Installationskosten. Die kompakten, anschlussfertigen ecoPOWER 3.0 Geräte von Vaillant arbeiten mit Erdgas und Bio-Erdgas. Nach dem bewährten Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung nutzen sie die Energie doppelt – für Wärme und Strom. Daher arbeiten sie wesentlich effizienter als Großkraftwerke und erreichen einen Gesamtwirkungsgrad von etwa 90 %.
Sowohl für die Hauseigentümer mit einem kleinen als auch mit einem großen MiniVersum gilt: Sie werden Mitglied der MiniVersum-Community und unterstützen damit den Ausbau der Erneuerbaren Energien. Über eine Schaltzentrale der EnVersum werden alle Blockheizkraftwerke miteinander vernetzt. So können Stromschwankungen im Netz, hervorgerufen durch erneuerbare Energien, flexibel ausgeglichen werden. Solche Schwankungen entstehen zum Beispiel, wenn Windkraftwerke aufgrund einer Windflaute nicht genügend Strom produzieren. Da sich die kleinen Kraftwerke besonders schnell regeln lassen, können sie – anders als Großkraftwerke – solche Schwankungen problemlos abfangen.
„Angesichts der aktuellen Energiediskussion gewinnt die Idee der vernetzen Kleinkraftwerke noch mehr an Bedeutung“, sagt Dr. Erich Ogilvie, Mitglied der Geschäftsführung der EnVersum GmbH. Denn durch das Abschalten der sieben ältesten deutschen Meiler ist die Netzstabilität akut gefährdet. Hier kann das MiniVersum-Konzept zukünftig ein noch wichtigere Rolle spielen.
Hamburg, den 18. April 2011: Das Kleinkraftwerk im Keller – EnVersum und Vaillant gehen gemeinsame Wege
Ab sofort wird der Hamburger Energieversorger EnVersum mit dem Heiz- und Lüftungstechnikspezialisten Vaillant zusammenarbeiten. Das Mini-Blockheizkraftwerk ecoPOWER 3.0 von Vaillant ist schon seit über 10 Jahren erfolgreich im Einsatz und bildet das Herzstück der Kooperation. ecoPOWER 3.0 ist für den Einsatz in Zweifamilienhäusern, kleineren Gewerbetrieben und öffentlichen Gebäuden konzipiert. Mit diesem Kleinkraftwerk von Vaillant rundet EnVersum sein MiniVersum-Konzept ab. Mit einer Version für größere Wohneinheiten ist das unabhängige Energieversorgungsunternehmen bereits seit März 2010 erfolgreich am Markt.
Beim MiniVersum-Konzept handelt es sich um ein komplettes Servicepaket rund um das Mini-Blockheizkraftwerk. Es beinhaltet den Ausbau der alten Heizung, Einbau des MiniVersum, Gasbelieferung, Einspeisen des Stroms, Wartung, Reparatur und Versicherung. Das MiniVersum bleibt Eigentum der EnVersum. Die Hausbesitzer erhalten Wärme und Strom zu sehr günstigen Konditionen. Darüber hinaus übernimmt EnVersum die Versicherung und einen Großteil der Installationskosten. Die kompakten, anschlussfertigen ecoPOWER 3.0 Geräte von Vaillant arbeiten mit Erdgas und Bio-Erdgas. Nach dem bewährten Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung nutzen sie die Energie doppelt – für Wärme und Strom. Daher arbeiten sie wesentlich effizienter als Großkraftwerke und erreichen einen Gesamtwirkungsgrad von etwa 90 %.
Sowohl für die Hauseigentümer mit einem kleinen als auch mit einem großen MiniVersum gilt: Sie werden Mitglied der MiniVersum-Community und unterstützen damit den Ausbau der Erneuerbaren Energien. Über eine Schaltzentrale der EnVersum werden alle Blockheizkraftwerke miteinander vernetzt. So können Stromschwankungen im Netz, hervorgerufen durch erneuerbare Energien, flexibel ausgeglichen werden. Solche Schwankungen entstehen zum Beispiel, wenn Windkraftwerke aufgrund einer Windflaute nicht genügend Strom produzieren. Da sich die kleinen Kraftwerke besonders schnell regeln lassen, können sie – anders als Großkraftwerke – solche Schwankungen problemlos abfangen.
„Angesichts der aktuellen Energiediskussion gewinnt die Idee der vernetzen Kleinkraftwerke noch mehr an Bedeutung“, sagt Dr. Erich Ogilvie, Mitglied der Geschäftsführung der EnVersum GmbH. Denn durch das Abschalten der sieben ältesten deutschen Meiler ist die Netzstabilität akut gefährdet. Hier kann das MiniVersum-Konzept zukünftig ein noch wichtigere Rolle spielen.
