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#RGCfragtnach: Interview mit Dr. Stefan Mecke von der Salzgitter AG zur Umstellung der kohlen-stoffbasierten Stahlproduktion auf Erdgas und Wasserstoff

In diesem #RGCfragtnach spricht Dr. Franziska Lietz mit Dr. Stefan Mecke von der Salzgitter AG zur Umstellung der kohlen-stoffbasierten Stahlproduktion auf Erdgas und Wasserstoff

Lietz: Liebe Mandanten, mein Name ist Franziska Lietz. Ich berate bei RGC unter anderem zur Stromspeicherung, Fragen von Wasserstoffherstellung und -einsatz sowie zu neuen Versorgungskonzepten. In diesem #RGCfragtnach spreche ich mit Dr. Stefan Mecke von der Abteilung Umweltschutz- und Energiepolitik der Salzgitter AG.

Das Unternehmen Salzgitter AG hat in den letzten Jahren gleich mehrere Projekte angestoßen, die sich mit dem Einsatz von Wasserstoff zur Reduktion des CO2-Ausstoßes in der Stahlindustrie beschäftigen. Das größte ist das Projekt „SALCOS“ über das ich heute mit Dr. Mecke sprechen möchte.

Guten Tag Herr Dr. Mecke. Vielen Dank, dass Sie sich die Zeit nehmen, mit mir über das Projekt SALCOS und die aktuellen Herausforderungen zu sprechen. Könnten Sie zunächst skizzieren, in welcher Art und Weise eine Umstellung ihrer Produktion auf Wasserstoff erfolgen soll?

Mecke:
Kern des Projektes ist die Frage: „Wie kann unsere Stahlproduktion klimafreundlicher werden?“. Die Salzgitter AG ist ein europaweit führender Stahl- und Technologiekonzern. Wir betreiben unser integriertes Hüttenwerk in Salzgitter nahezu energieautark und schließen Materialkreisläufe, indem wir Reststoffe und Nebenprodukte wiederverwenden. Mittlerweile arbeiten wir sehr nah an den naturwissenschaftlich-verfahrenstechnischen Grenzen und gehören damit zu den weltweit effizientesten Stahlherstellern.

Dennoch fallen bei der Produktion in unserem Hüttenwerk in Salzgitter jährlich etwa acht Millionen Tonnen CO2 an, die zu den gegebenen technischen Bedingungen und mit den zur Verfügung stehenden Anlagen prozessbedingt unvermeidbar sind. Um unseren CO2-Ausstoß zu vermindern, wollen wir neue Wege erproben und innovative Verfahrenstechniken einsetzen.

Unsere Lösung ist grüner Wasserstoff: Unter dem Projektnamen SALCOS® (Salzgitter Low CO2 Steelmaking) entwickeln wir Lösungswege, wie wir gemeinsam mit Partnern Wasserstoff in unserer Produktion nutzen können, die CO2-Emissionen drastisch zu senken.

Das Konzept wird seit 2015 mit Partnern fortlaufend weiterentwickelt. Es umfasst die Wasserstoff-Erzeugung sowie die Umstellung der Stahlproduktion von Hochöfen auf die anfangs Erdgas- später Wasserstoff-basierte Direktreduktion mit anschließender Weiterverarbeitung in Elektrolichtbogenöfen. Bei einer vollständigen Umstellung auf Direktreduktionsanlagen ersetzt Wasserstoff den bisher zur Stahlherstellung benötigten Kohlenstoff komplett und die CO2-Emissionen sinken damit um über 95 %. Indem wir es uns zum Ziel setzen, CO2 nicht einzulagern oder aufwendig nutzbar zu machen, son-dern direkt zu vermeiden – von uns ist dafür das Akronym „Carbon Direct Avoidance“ gefunden wor-den – ist unser Konzept nachhaltig und beispielgebend für die Branche.

Lietz: Gibt es neben diesen technischen Herausforderungen auch rechtliche Problemstellungen, die noch überwunden werden müssen? Die Salzgitter AG nimmt ja bereits am europäischen Emissionshandel teil. Wird sich hier beispielsweise etwas verändern?  

Mecke: Nach bestehender Rechtslage gibt es im Emissionshandel für die Eisen- und Stahlerzeugung unterschiedliche Benchmarks für Produkte, die auf der Hochofen- oder auf der Elektrostahlroute her-gestellt werden. Diese unterscheiden sich in der Höhe der kostenfreien Zuteilung signifikant. Die gerade skizzierte SALCOS-Route würde in der Systematik des europäischen Emissionshandels Zertifikate im Wesentlichen nach dem Elektrostahl-Benchmark zugeteilt bekommen, obwohl die erzeugten Produkte Mengen von der Hochofenroute verdrängen würden. Somit geht vom Emissionshandel allein die notwendige Anreizwirkung für die von uns vorgestellte Technologie-Transformation nicht aus.    

Lietz: Wie gehen Sie diese Problemstellung derzeit an?

Mecke: Der inzwischen seit über 15 Jahren bestehende europäische Emissionshandel ist allein nicht hinreichend, um Technologiesprünge – wie den hier skizzierten Umbau von kohlenstoff- auf wasser-stoffbasierte Stahlherstellung – anzureizen. Das hat verschiedene Gründe. Es ist daher wichtig für die gesamte Stahlindustrie, dass Wege gefunden werden, wie die gesellschaftlich gewollte Transformation für die einzelnen Unternehmen auch wirtschaftlich realisierbar wird. Hierfür sind Anpassungen in den Rahmenbedingungen notwendig, die deutlich über den Emissionshandel hinaus gehen.

Lietz:
Darüber hinaus dürften sich noch eine Reihe von weiteren juristischen Fragen stellen. Die aktuelle Diskussion um die nationale Wasserstoffstrategie beschäftigt sich ausdrücklich mit der treibhausgasneutralen Erzeugung von Primärstahl als wichtigem Abnehmer von Wasserstoff. Hierfür ist eine kostengünstige Produktion von grünem Wasserstoff entscheidend. Quasi in letzter Sekunde wurden dazu in das EEG 2021 noch umfangreiche Regelungen für die Privilegierung der elektrolytischen Wasserstofferzeugung aufgenommen. Geregelt wurden zwei verschiedene Ansätze im EEG, nämlich die Begrenzung der EEG-Umlage bei Wasserstofferzeugung nach der Besonderen Aus-gleichsregelung sowie eine Vollbefreiung von KWKG- und EEG-Umlage für die Erzeugung von „grünem“ Wasserstoff. Sehen Sie hier bereits Auswirkungen auf die Projekte der Salzgitter AG?

Mecke:
Nach meinem Eindruck dürfte die spezielle „Wasserstoff-BesAR“ für energieintensive und damit energiekostensensible Unternehmen eher eine untergeordnete Rolle spielen, da verbleibende 15% der EEG-Umlage mit derzeit etwa 1 ct/kWh gleichwohl noch fast in der Größenordnung der Stromgestehungskosten der international günstigsten PV-Großanlagen liegt. In die richtige Richtung zur Realisierung der Industrie-Transformation geht die Vollbefreiung. Hier dürfte für die Realisierung der notwendigen Investitionen entscheidend sein, dass die Akteure auch wirklich eine langfristige Planungssicherheit haben.

Lietz: Das sind wirklich sehr spannende Einsichten. Ich denke, es zeichnet sich bereits jetzt ab, dass hier noch eine Vielzahl von weiteren Fragen aufkommen wird, deren Beantwortung ebenfalls Modellcharakter für eine Dekarbonisierung der Stahlindustrie haben könnte. Deswegen gehe ich davon aus, dass wir zu diesem Thema und vielleicht auch zu Ihren weiteren Wasserstoffprojekten bald noch mit einem weiteren Interview sprechen werden.   

Mecke:
Vielen Dank für das angenehme Gespräch und die Möglichkeit hier zu wichtigen aktuellen Entwicklungen im Energierecht Stellung nehmen zu können. Und ja, ich denke auch, dass an dieser Stelle noch viel passieren muss, passieren wird und auch zahlreiche weitere Rechtsfragen auftreten werden.

VEA-Preisindex vom 19.04.2021

Energiepreise trotzen Corona-Pandemie: Strom- und Gaspreise auf Rekordniveau

Der VEA-Preisindex ist ein 14-tägiger Service des VEA Bundesverbandes der Energie-Abnehmer (e. V.)

Preistrend
Energiepreise trotzen Corona-Pandemie: Strom- und Gaspreise auf Rekordniveau. In den vergangenen 14 Tagen sind die Energiepreise weiter gestiegen. Ähnlich wie die Stimmung an den Börsen scheint die Corona-Pandemie die Marktteilnehmer nicht zu interessieren. Neben den nahezu euphorischen Aus-sichten auf eine baldige Erholung der Weltwirtschaft trei-ben in Westeuropa auch die weiterhin unterdurchschnittlichen Temperaturen die Energiepreise in die Höhe. Die Gasspeicher sind weitgehend leer und die Gasnachfrage in den nächsten Monaten demzufolge sehr hoch. Dies führt zu höheren Gaspreisen. Hinzu kommen weiter stei-gende Kohle- und CO2-Zertifikatspreise, so dass auch die Strompreise sich in immer neue Höhen hinaufschwingen. Solange es keinen Industrie-Lockdown gibt, ist mit einem deutlichen Nachgeben der Preise nicht zu rechnen.

Strompreisentwicklung
Aktuell wird das Baseprodukt 2022 bei etwa 57,80 €/MWh und das Peakprodukt 2022 bei 68,00 €/MWh gehandelt. Dies bedeutet einen Preisanstieg beim Base um 1,00 €/MWh und beim Peak um 1,10 €/MWh in den letz-ten zwei Wochen. Base 2023 kostet derzeit 56,80 €/MWh und Base 2024 liegt bei 54,60 €/MWh. Damit haben sich in den vergangenen 14 Tagen das Base 2023 um rund 0,70 €/MWh und das Base 2024 um rund 1,30 €/MWh verteuert.

Gaspreisentwicklung
Der Gaspreis 2022 liegt im Großhandel aktuell bei rund 18,70 €/MWh. Damit ist der Gaspreis gegenüber dem Stand von vor zwei Wochen um rund 0,40 €/MWh gestiegen. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres wurde das Base 2022 bei rund 14,80 €/MWh gehandelt, also 3,90 €/MWh günstiger als heute. Derzeit kostet Gas für die Belieferung in 2023 rund 17,50 €/MWh (Preisanstieg um rund 0,30 €/MWh in den letzten 14 Tagen) und in 2024 rund 16,60 €/MWh (0,40 €/MWh teurer im Vergleich zum Preisstand von vor 14 Tagen).

VEA Newsletter vom 19.04.2021
Die Preisentwicklun für Öl,
Kohle und CO2-Zertifikate finden Sie mit weiteren Informationen des VEA
aus der Energiewelt im aktuellen VEA-Newsletter, der hier zum Download bereitsteht.

Kontakt und Inhaltliche Verantwortung
Fragen
zum VEA-Preisindex beantwortet Ihnen gern Herr GF Christian Otto
(E-Mail: cotto@vea.de). Für die Inhalte des vorstehenden VEA-Preisindex
ist ausschließlich der VEA verantwortlich.

Positive Resonanz von Lieferanten auf die RGC-Zusatzvereinbarungen zur Weitergabe der CO2-Kosten

Unternehmen sollten die Ergänzung ihrer Energielieferungsverträge verhandeln.

Seit Beginn diesen Jahres ist mit Inkrafttreten des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) in Deutschland der nationale CO2-Handel auf Brennstoffe eingeführt worden. Dieser besteht nun neben dem bereits etablierten europäischen Emissionshandel und hält nicht nur Pflichten und Fristen für Inverkehrbringer bereit, sondern geht auch Hand in Hand mit einer mittelbaren Kostenlast für Unternehmen, die diese Brennstoffe verbrauchen.

Diese mittelbare Belastung entsteht dadurch, dass die Energielieferanten Zertifikatskosten, die ihnen für die an den Kunden gelieferte Erdgasmenge entstehen, an den Kunden weiterberechnen. Vielerseits bestehen jedoch Zweifel an der Rechtmäßigkeit des BEHG, es werden vor allem verfassungsrechtliche Bedenken geäußert. So könnten zu Unrecht CO2-Beträge gezahlt werden und Rückforderungsansprüche der Unternehmen entstehen (RGC berichtete). Um sich gegen diese unsichere Rechtslage abzusichern, empfehlen wir unseren Mandanten, ihren Lieferanten eine Zusatzvereinbarung zu dem bestehenden Energieliefervertrag vorzulegen, wenn diese nicht bereits selbst eine umfängliche und ausgewogene Regelung vertraglich normiert haben. Selbstverständlich unterstützen wir unsere Mandanten dabei und stellen auf den konkreten Fall zugeschnittene Zusatzvereinbarungen zur Verfügung.

Mit Freude konnten wir nun bereits mehrfach feststellen, dass die von RGC gestalteten Zusatzvereinbarungen auf positive Resonanz bei den Lieferanten stoßen und (nahezu) unverändert als Nachtrag zum Liefervertrag unterzeichnet wurden. Selbst in den Fällen, in denen eine ablehnende Haltung des Lieferanten vorlag, konnten wir unseren Mandanten mit einer Rechtmäßigkeitsvorbehaltserklärung weiterhelfen.

Natürlich stehen wir auch Ihnen für eine individuelle Beratung zur Verfügung! Bei Interesse melden Sie sich gern bei Rechtsanwalt Prof. Dr. Kai Gent (gent@ritter-gent.de), Rechtsanwältin Lena Ziska (ziska@ritter-gent.de) oder Rechtsanwältin Michelle Hoyer (hoyer@ritter-gent.de).

#RGCfragtnach: Agora Verkehrswende

In diesem #RGCfragtnach spricht Dr. Franziska Lietz mit Fanny Tausendteufel von Agora Verkehrswende zu ihrem kürzlich
veröffentlichten Politikpapier „Unternehmens-Ladesäulen für alle Fälle“.

Lietz: Guten Tag, mein Name ist Franziska Lietz von RGC und in diesem #RGCfragtnach spreche ich mit Fanny Tausendteufel von Agora Verkehrswende zu ihrem kürzlich veröffentlichten Politikpapier „Unternehmens-Ladesäulen für alle Fälle“ (https://www.agora-verkehrswende.de/veroeffentlichungen/unternehmens-ladesaeulen-fuer-alle-faelle/).

Liebe Frau Tausendteufel, erstmal vielen Dank für Ihre Bereitschaft zu diesem Interview!

Zunächst würde ich gern wissen, was in Ihrem Hause der Ausgangspunkt bzw. die Veranlassung war, sich mit dem Thema „Unternehmens-Ladesäulen“ auseinanderzusetzen?

Tausendteufel:

Vielen Dank erstmal für die Einladung. Ich freue mich natürlich sehr, dass wir hier die Möglichkeit haben, das Papier vorzustellen und mit Ihnen zu diskutieren. Der Anlass war, dass der Großteil der Ladevorgänge privat stattfinden soll bzw. wird, also beim Arbeitgeber oder auch zuhause. Und entsprechend ist dieser Anwendungsbereich relativ entscheidend für den Erfolg der Elektromobilität und deswegen wollten wir uns das als Agora Verkehrswende nochmal genauer angucken und sehen, was die Chancen und die Risiken in diesem Bereich sind.

Lietz:

Und welche Bedeutung hat die Ladeinfrastruktur in Unternehmen Ihrer Auffassung nach für die Mobilität der Zukunft generell?

Tausendteufel:

Aus unserer Sicht gibt es da ganz viele verschiedene Gründe, die diese Bedeutung unterstreichen. Zum einen ist es aus der kommunalen Sicht vorteilhaft vor allem Ladeinfrastruktur im privaten Bereich aufzubauen, insbesondere beim Unternehmen, weil dadurch natürlich der Bedarf an öffentlicher Infrastruktur und die Nutzung des öffentlichen Raumes reduziert wird.

Die längeren Ladezeiten beim Arbeitgeber oder zuhause geben eine Möglichkeit für die bessere Integration in das bestehende Energiesystem und letztlich auch für die Umsetzung der Energiewende. Denn umso länger ich lade, desto besser kann ich mich daran ausrichten, wann es ausreichend Netzkapazitäten gibt und nach dem Angebot erneuerbarer Energien.

Drittens gibt es durch die Ladeinfrastruktur am Unternehmensstandort natürlich auch Chancen für Unternehmen, bspw. die CO2-Emissionen des Unternehmens zu senken.

Und viertens: Das Laden zuhause wiederum ist besonders vorteilhaft um den elektrischen Fahranteil von Plug-in-Hybriden zu erhöhen. Andere Publikationen von uns zeigen, dass das relativ wichtig ist.
Das sind die Gründe, warum das ein wichtiger Anwendungsbereich ist für den Erfolg der Elektromobilität.

Lietz:
Dann kommen wir jetzt einmal zu den Schwierigkeiten, um die es ja auch in dem Papier geht. Als einen der ersten Punkte, die den Hochlauf von Elektromobilität im Unternehmenskontext schwierig machen, benennen Sie die rechtlichen Anforderungen Unternehmen. Was sind hier die spezifischen Herausforderungen, die Sie bei der Arbeit an Ihrem Politikpapier festgestellt haben? Gelten diese für alle Unternehmen gleichermaßen?

Agora:
Vor allem Industrieunternehmen sind oft privilegiert hinsichtlich der EEG-Umlage, zahlen also weniger oder auch gar keine EEG-Umlage. Und genau diese Unternehmen müssen Ihre Drittverbräuche dann messtechnisch abgrenzen. Es muss also eindeutig festgestellt werden, wieviel Strom vom Unternehmen und wieviel Strom von Dritten verbraucht wird. Das ist dann vor allem der Fall beim Laden von Mitarbeiter- oder auch Kundenfahrzeugen an Ladepunkten am Unternehmensstandort. Bisher gibt es da eben keine gängige Praxis, d.h. wenig, worauf Unternehmen zurückgreifen können und die Anwendungsfälle unterscheiden sich auch relativ stark von Unternehmen zu Unternehmen. Das heißt, Unternehmen müssen individuelle Messkonzepte entwickeln und zudem riskieren Unternehmen durch den Verlust ihres Privilegs einen relativ hohen finanziellen Schaden. In der Folge – und das sehen wir aus Sicht der Verkehrswende als relativ problematisch an – ist dann damit zu rechnen, dass Unternehmen den Zugang zu ihren Ladepunkten für Mitarbeiter und deren private Zwecke, für Kunden oder auch die Öffentlichkeit stark beschränken.

Lietz:

Ja, das sind natürlich Probleme, die wir auch aus der anwaltlichen Beratung nur zu gut kennen. Da freuen wir uns natürlich auch sehr, dass diese im politischen Kontext angekommen sind. Dann natürlich gleich die Anschlussfrage: Welche Maßnahmen halten Sie für geboten, um diese Hemmnisse zu reduzieren?

Agora:
Wir denken, dass man die Schätzmöglichkeiten für die Abgrenzung von Ladestrom erweitern sollte. Es gibt ja bereits Schätzmöglichkeiten im Zusammenhang mit der EEG-Umlage, aber vor allem eben in anderen Anwendungsbereichen. Wir denken, dass hier explizit auch die Ladestrommengenabgrenzung berücksichtigt werden sollte, also bspw. dass es nicht erforderlich ist, mess- und eichrechtskonforme Geräte zu verwenden oder dass man typische Standardwerte verwenden kann. Das sind alles Erleichterungen, von denen wir glauben, dass sie sehr hilfreich wären in diesem Zusammenhang.

Lietz:
In diesem Kontext dieser ganzen Probleme der Unternehmen weisen Sie auch auf einen möglichen Mangel an Know-How in den Unternehmen hin. Wie könnte dem entgegengewirkt werden?

Agora:

Es gibt ja eigentlich bereit relativ viele regionale Beratungsangebote. Allerdings ist unser Eindruck gewesen bei der Erarbeitung des Papiers, dass diese regionalen Angebote noch nicht bundesweit vernetzt sind und dass dadurch ein deutlicher Mehrwert realisiert werden könnte. So könnten z.B. Best Practices besser ausgetauscht werden usw. Und vor allem glauben wir, dass es auch wichtig wäre, eine gezielte Förderberatung zu Ladeinfrastruktur anzubieten. Denn es gibt zwar ganz viele Förderprogramme, was natürlich gut ist, aber die Förderbedingungen unterscheiden sich sehr stark, gerade zwischen Förderprogrammen auf Länder- und auf Bundesebene. Und wir haben bei unseren Gesprächen mit Unternehmen festgestellt, dass das teilweise doch ein bisschen überfordernd sein kann. Deswegen ist es aus unserer Sicht wichtig, dass man da eine stärkere bundesweite Koordination umsetzt.

Lietz:

Ja, soviel zum Thema Unternehmen. Was Sie ja auch noch angesprochen haben, sind die Mitarbeiter, die dann in ihren Privathaushalten laden. Auch hier haben Sie in Ihrem Papier Problemstellungen angesprochen. Welche sind das denn und welche Lösungsmöglichkeiten haben Sie dafür in Ihrem Papier erarbeitet?

Agora:

Ähnlich zu Industrieunternehmen können auch Privathaushalte privilegiert sein bei der EEG-Umlage bspw. wenn sie eine PV-Anlage auf dem Dach haben und dadurch Eigenversorger sind. Auch hier müssen dann private und betriebliche Strommengen eindeutig voneinander abgegrenzt werden. Im Gegensatz zu Industrieunternehmen ist es aber bei Privathaushalten so, dass man eigentlich davon ausgehen kann, dass in der Regel der Mehraufwand die Vorteile durch die EEG-Privilegierung deutlich übersteigen würde. Aus diesem Grund denken wir, dass wir hier noch einen Schritt weiter als bei Industrieunternehmen gehen sollten in der Vereinfachung, und dass es Pauschalen geben sollte für die Abgrenzung von Ladestrom in Privathaushalten, bspw. orientiert an der Leistung des Ladepunktes.

Lietz:
Ja, das wäre dann wie in der Ladesäulenverordnung, das sind ja auch die kleinen Wallboxen außen vor. Das sind wirklich spannende Ansätze. Ich würde mir ebenfalls wünschen, dass in den eben diskutierten Fragen sowohl für Unternehmen als auch für Privathaushalte künftig Vereinfachungen gibt.
Daher meine letzte Frage: Wie schätzen Sie dies für die Zukunft ein? Werden sich diese Vereinfachungen realisieren lassen oder liegt hier noch ein langer Weg vor uns?

Agora:
Das Politikpapier, was wir hier veröffentlicht haben, ist vor allem darauf ausgelegt, kurzfristige Lösungsvorschläge zu beschreiben. Das heißt, die Erweiterung der Schätzmöglichkeiten für die Abgrenzung von Ladestrommengen, die Einführung von Pauschalen, das sind alles Sachen, die sehr schnell umsetzbar wären. Mittelfristig denken wir, dass sowieso, aus ganz vielen verschiedenen Gründen es wichtig ist, die Abgaben-Entgelte-Umlagen-Struktur zu reformieren für Strom. Aber wir wollen ja möglichst zeitnah vorankommen mit der Elektromobilität und deswegen ist bei diesem Politikpapier der Fokus auf kurzfristige Lösungen gelegt.

Lietz:

Ja, das ist durchaus wünschenswert, genau. Wir werden sehen was die Zukunft und vor allem die nahe Zukunft bringt. Ich danke Ihnen ganz herzlich für das Interview. Dankeschön!

Neue Genehmigungskataster-Funktion in der Manager-Software steht bereit

Endlich ist es soweit: Unsere Manager-Software wurde um die Funktion Genehmigungskataster erweitert.

In unserer Manager-Software (RGC Manager Web-Software und VEA Rechtsmanager) steht jetzt das Genehmigungskataster zur Verfügung. Dieses haben wir auf vielfachen Kundenwunsch anhand der von unseren Nutzern geäußerten Spezifikationen entwickelt.

Mit dem Genehmigungskataster haben Unternehmen die Möglichkeit, relevante Genehmigungen, z.B. nach BImSchG, Wasserrecht etc., in der Web-Software zu verwalten, diese mit den relevanten Vorschriften des Rechtsregisters zu verknüpfen und – im Buchungsumfang „Exzellent“ des Hauptvertrags – passgenaue Konformitätschecks (Einzelpflichten) anzulegen.

Bestandskunden können sich bereits jetzt ein Bild vom Genehmigungskataster machen, denn wir haben allen unseren Kunden die Funktion für einen kostenfreien und unverbindlichen vier-wöchigen Test ab sofort freigeschaltet. Die Testversion finden Sie in Ihrer Menüleiste unter „Genehmigungen“. Die wichtigsten neuen Funktionen haben wir für Sie in einem neuen Video zusammengefasst, welches wir ebenfalls in der Manager-Software für Sie bereitgestellt haben. Schauen Sie doch gleich einmal rein!  

Unternehmen, die unsere Manager-Software noch nicht nutzen, können diese einschließlich des neuen Genehmigungskatasters in einer kostenfreien und unverbindlichen Demo-Version drei Wochen lang testen.

Bei Fragen oder Interesse an einem Demo-Account kontaktieren Sie uns jederzeit gern unter info@rgc-manager.de.

Ihr RGC-Manager Team!

VEA-Preisindex vom 06.04.2021

Strom- und Gaspreise klettern weiter

Der VEA-Preisindex ist ein 14-tägiger Service des VEA Bundesverbandes der Energie-Abnehmer (e. V.)

Preistrend

Weiterhin scheinen die Strom- und Gaspreise nur eine Richtung zu kennen. Auch in den vergangenen zwei Wochen haben sich die Energiepreise verteuert. Nach wie vor sind die festen Preise für Öl, Kohle und CO2- Zertifkate die wesentlichen Treiber. Nach wie vor gehen die Marktteilnehmer trotz der anhaltenden Corona-Pandemie zumindest in Westeuropa von einer baldigen Erholung der Weltwirtschaft aus. Insbesondere in Asien „brummt“ der Konjunkturmotor.

Strompreisentwicklung
Aktuell wird das Baseprodukt 2022 bei etwa 56,80 €/MWh und das Peakprodukt 2022 bei 66,90 €/MWh gehandelt. Dies bedeutet einen Preisanstieg beim Base um 1,40 €/MWh und beim Peak um 1,50 €/MWh in den letzten zwei Wochen. Base 2023 kostet derzeit 56,10 €/MWh und Base 2024 liegt bei 53,30 €/MWh. Damit haben sich in den vergangenen 14 Tagen das Base 2023 um rund 0,80 €/MWh und das Base 2024 um rund 1,00 €/MWh verteuert.

Gaspreisentwicklung
Der Gaspreis 2022 liegt im Großhandel aktuell bei rund 18,30 €/MWh. Damit ist der Gaspreis gegenüber dem Stand von vor zwei Wochen um rund 0,60 €/MWh gestiegen. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres wurde das Base 2022 bei rund 14,30 €/MWh gehandelt, also 4,00 €/MWh günstiger als heute. Derzeit kostet Gas für die Belieferung in 2023 rund 17,20 €/MWh (Preisanstieg um rund 0,40 €/MWh in den letzten 14 Tagen) und in 2024 rund 16,20 €/MWh (0,10 €/MWh teurer im Vergleich zum Preisstand von vor 14 Tagen).

VEA Newsletter vom 06.04.2021
Die Preisentwicklun für Öl,
Kohle und CO2-Zertifikate finden Sie mit weiteren Informationen des VEA
aus der Energiewelt im aktuellen VEA-Newsletter, der hier zum Download bereitsteht.

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Redispatch 2.0: Zwei weitere Festlegungen zur Informationsbereitstellung durch Anlagenbetreiber und Netzbetreiber

Anlagenbetreiber aufgepasst: Die Bundesnetzagentur konkretisiert mit zwei neuen Festlegungen weitere Vorgaben für das am 1. Oktober 2021 in Kraft tretende Redispatch 2.0. Eine der Festlegungen enthält insbesondere für Anlagenbetreiber Vorgaben dazu, welche Daten von ihnen an die Netzbetreiber zu übermitteln sind. Die andere Festlegung regelt den Informationsaustausch der Netzbetreiber untereinander.

Es wird ernst! Am 1. Oktober 2021 startet das neue Redispatch-Regime und den Marktbeteiligten bleibt nicht mehr viel Zeit, die notwendigen Vorbereitungen zu treffen, damit das neue Regime fristgerecht starten kann.

Die für Betreiber von Erzeugungsanlagen und Speicheranlagen besonders relevante Festlegung BK6-20-061 vom 23. März 2021 regelt, für welche Anlagen welche Daten von den Anlagenbetreibern an ihre Anschlussnetzbetreiber zu übermitteln sind, um ein erfolgreiches und effizientes Redispatch zu ermöglichen. Betroffen von den Vorgaben sind die Betreiber von beinahe 100.000 Anlagen mit einer Leistung größer 100 kW. Anlagen mit einer Nennleistung von weniger als 100 kW können von den Netzbetreibern unabhängig von den Kosten nachrangig für Redispatch eingesetzt werden.

Die Festlegung regelt die Verpflichtungen zur Datenübermittlung zwischen Anlagenbetreibern zum Anschlussnetzbetreiber. Die Festlegung regelt nicht die Art und Weise der Datenübermittlung, hierfür sind die Vorgaben der Festlegung BK6-20-059 zu beachten (RGC berichtete).  

Die Anlagenbetreiber müssen Stammdaten, Informationen zu Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten zur aktuellen Einspeiseleistung ihrer Anlagen übermitteln. Für Anlagen, für die sogenannte Einspeisefahrpläne zur Vorhersage der geplanten Einspeisung erstellt werden, gibt es zusätzliche Datenlieferpflichten. Durch die Festlegung werden bereits derzeit bestehende Datenlieferpflichten für Anlagen größer 10 MW ergänzt und erweitert.

Die Stammdaten sind erstmals auf Verlangen des Anschlussnetzbetreibers frühestens zum 1. Juli 2021 zu übermitteln. Die Planungsdaten sind für Zeiträume ab dem 1. Oktober 2021 zu übermitteln. Echtzeitdaten sind spätestens ab dem 1. Oktober 2021 zu übermitteln.

In der Begründung der Festlegung verstecken sich einige Besonderheiten zu der grundsätzlichen Datenübermittlungspflicht:

  • Die Netzbetreiber müssen zwischen wärmegeführten und nicht wärmegeführten Leistungsscheiben hocheffizienter KWK-Anlagen unterscheiden, damit sie die gesetzlichen Vorgaben zum negativen Redispatch mit KWK-Strom einhalten können. Denn wärmegeführte KWK-Anlagen sind im Rahmen der Auswahlentscheidung nachrangig gegenüber nicht wärmegeführten Anlagen zu berücksichtigen.
  • Für Notstromaggregate, die allein der Notstromversorgung dienen, müssen lediglich die Stammdaten übermittelt werden. Eine Ausnahme gilt jedoch, wenn diese Anlagen auch für marktliche Zwecke genutzt werden (z.B. für die Erbringung von Regelleistung, als Absicherung gegen Preisspitzen oder zur Verringerung von Leistungsspitzen). In dem Falle entfällt die Besserstellung der Notstromaggregate, so dass alle Vorgaben der Festlegung erfüllt werden müssen und das Notstromaggregat kann grundsätzlich ebenso zum Redispatch herangezogen werden.
  • Eigenerzeuger von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen oder hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung müssen ihre geplanten Selbstversorgungsmengen melden, da diese nicht in das Übertragungs- oder Verteilernetz eingespeiste, selbst erzeugte Elektrizität grundsätzlich nicht Gegenstand von negativem Redispatch sein soll.
  • Für die Verpflichtung zur Übermittlung der Wirkleistung in Echtzeit muss die aktuelle Summe der Erzeugungs- oder Verbrauchswirkleistung von Erzeugungsanlagen oder Speichern direkt am Einspeisepunkt der steuerbaren Ressource gemessen übermittelt werden. Hierfür kann im Ausnahmefall eine Nachrüstung von Messtechnik und Datenschnittstellen bei den betroffenen Anlagen erforderlich sein.

In der Festlegung BK6-20-060, welche am 24. März 2021 im Amtsblatt der BNetzA veröffentlicht wurde, sind die Verpflichtungen der Netzbetreiber zur Informationsbereitstellung für andere Netzbetreiber sowie prozessuale Fragen der Informationsbereitstellung geregelt. Ziel dieses koordinierten Engpassmanagements zwischen den Netzbetreibern ist es, den Einsatz von Redispatch-Maßnahmen so zu gestalten, dass für jede Netzebene Engpässe behoben werden, ohne neue Engpässe hervorzurufen oder bestehende Engpässe zu verschärfen. Aus dieser Festlegung entsteht für Anlagenbetreiber kein unmittelbarer Handlungsbedarf.  

Die Anschluss- und Verteilernetzbetreiber haben untereinander bestimmte Mitteilungspflichten bezogen auf die relevanten Stamm-, Bewegungs- und Plandaten der Anlagen. Für diese Mitteilungen ist ein fortlaufender Meldeprozess zwischen den Netzbetreibern festgeschrieben, in dessen Rahmen die wesentlichen Daten ausgetauscht und wiederkehrend aktualisiert werden. Bei Einhaltung bestimmter Kriterien besteht die Möglichkeit Anlagen zusammenzufassen (sog. Clustering).

Unser Rechenzentrum ist jetzt ISO 27001 zertifiziert

Die IT-Sicherheit unserer RGC-Manager Web-Software bzw. des VEA-Rechtsmanagers stand für uns schon immer an erster Stelle, sodass unser IT-Team zum Jahreswechsel den Umzug zu einem ISO 27001 zertifizierten Rechenzentrum, Hetzner online GmbH, vollendet hat.

Ein Unternehmen, das nach der ISO 27001 für Informationssicherheit zertifiziert ist, weist öffentlich nach, dass es den ISO-Standards und Prozessen in Bezug auf Datenschutz, Datensicherheit und Ausfallsicherheit entspricht. Die ISO 27001 ist eine international führende Norm für Informationssicherheits-Managementsysteme (ISMS). Der Standard gibt Prozesse und Forderungen zur Überwachung, Instandhaltung und kontinuierlichen Weiterentwicklung unter Berücksichtigung aller allgemeinen Geschäftsrisiken an ein ISMS vor. Auditierte und zertifizierte Unternehmen verpflichten sich vertraglich, die vorgegebenen Regeln zur Umsetzung der Sicherheitsmaßnahmen, zugeschnitten auf die jeweilige Organisation, einzuhalten.
 
Das bedeutet im Einzelnen für die Managersoftware in Bezug auf Integrität, Vertraulichkeit, Informationsverfügbarkeit und Backuporganisation:

  • Einhaltung und Erfüllung strenger, europäischer Datenschutzrichtlinien und ein DSGVO-konformer Betrieb der RGC-Manager Software auf Basis eines Vertrags zur Auftragsverarbeitung nach Art. 28 DSGVO.
  • Garantierte Verfügbarkeit der Systeme 99%, d.h. eine Ausfallzeit von unter 3 Tagen im Jahr.
  • Wiederanlaufzeit nach Systemausfall unter einer Stunde.
  • Tägliches, automatisiertes Systembackup.
  • Zwei getrennte Cloud-Instanzen und Backupsysteme gehostet in den Data-Centern Nürnberg und Falkenstein.
     

Ebenfalls sichern folgende, weitere Infrastruktur-Highlights die Performance und Stabilität:

  • Mit Hilfe von sogenannten Load Balancern können Anwendungen bei hohem Nutzeraufkommen einfacher und zuverlässig skaliert und automatisch auf die dahinterliegende Infrastruktur verteilt werden.
  • Umfangreiche Hardware-Applikationen und eine komplexe Filtertechnik schützen zusätzlich vor System-Crashs durch DDoS (Distributed-Denial-of-Service)-Angriffen.
  • Floating IPs ermöglichen standortunabhängig eine freie, bedarfsgerechte Zuweisung von IP-Adressen auf einen redundanten Server oder hochverfügbare Server-Cluster und sichern somit eine konstante Performance.

Der Umzug auf das neue Server- und Datenbanksystem hat Ende 2020 stattgefunden, für Manager-Bestandskunde hat sich in Hinblick auf die Nutzung und Bedienung des Systems nichts geändert.

VEA-Preisindex vom 22.03.2021

Emissionshandel zieht Strom- und Gaspreise nach oben

Der VEA-Preisindex ist ein 14-tägiger Service des VEA Bundesverbandes der Energie-Abnehmer (e. V.)

Preistrend
Auch in den vergangenen 14 Tagen sind die Strom- und Gaspreise für das Frontjahr 2022 weiter kräftig gestiegen. Ursache waren einmal mehr die CO2-Zertifkatspreise, die am vergangenen Mittwoch im Schlusskurs bei 43,34 €/t lagen. Damit haben sich die Zertifikate in den letzten zwei Wochen um fast 10 % verteuert. Dies hat direkt Auswirkungen auf die Strompreise, müssen doch die Betreiber von Kohle- und Gaskraftwerken für jede Tonne Kohlendioxid, die bei der Verstromung anfällt, ein Zertifikat an die Deutsche Emissionshandelsstelle abgeben. Beim aktuellen Erzeugungsmix bedeutet eine Steigerung der CO2-Preise um 3 €/t eine Verteuerung des Stroms um gut 1 €/MWh. Gleichzeitig wird die Verstromung von Gas wirtschaftlich
attraktiver, da der Einsatz von Gas im Vergleich zu Kohle mit weniger CO2-Ausstoß verbunden ist. Steigende Zertifikatspreise verursachen also eine verstärkte Nachfrage nach Gas und damit auch höhere Gaspreise. Da aktuell die Temperaturen relativ niedrig sind und die Gasspeicher ziemlich leer, ist der Gaspreis für das Kalenderjahr 2022 zuletzt deutlich gestiegen.
Aktuell gehen die Analysten nicht davon aus, dass die Energiepreise kurzfristig wieder sinken. Daher empfehlen wir allen Unternehmen, das Thema Energiebeschaffung nicht auf die „lange Bank“ zu schieben, sondern sich frühzeitig über die am Markt erzielbaren Konditionen zu informieren. Gerne unterstützt Ihr VEA-Berater Sie dabei.

Strompreisentwicklung
Aktuell wird das Baseprodukt 2022 bei ca. 55,40 €/MWh und das Peakprodukt 2022 bei 66,40 €/MWh gehandelt. Dies bedeutet einen Preisanstieg beim Base um 1,70 €/MWh und beim Peak um 2,20 €/MWh in den letzten zwei Wochen. Base 2023 kostet derzeit 55,30 €/MWh und Base 2024 liegt bei 52,30 €/MWh. Damit haben sich in den vergangenen 14 Tagen das Base 2023 um rund 1,50 €/MWh und das Base 2024 um rund 1,40 €/MWh verteuert.

Gaspreisentwicklung
Der Gaspreis 2022 liegt im Großhandel aktuell bei rund 17,70 €/MWh. Damit ist der Gaspreis gegenüber dem Stand von vor zwei Wochen um rund 0,50 €/MWh gestiegen. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres wurde das Base 2022 bei rund 13,90 €/MWh gehandelt, also 4,80 €/MWh günstiger als heute. Derzeit kostet Gas für die Belieferung in 2023 rund 16,80 €/MWh (Preisanstieg um rund 0,10 €/MWh in den letzten 14 Tagen) und in 2024 rund 16,10 €/MWh (0,10 €/MWh billiger im Vergleich zum Preisstand von vor 14 Tagen).


VEA Newsletter vom 22.03.2021
Die Preisentwicklun für Öl,
Kohle und CO2-Zertifikate finden Sie mit weiteren Informationen des VEA
aus der Energiewelt im aktuellen VEA-Newsletter, der hier zum Download bereitsteht.

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Fragen
zum VEA-Preisindex beantwortet Ihnen gern Herr GF Christian Otto
(E-Mail: cotto@vea.de). Für die Inhalte des vorstehenden VEA-Preisindex
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#RGCfragtnach: Förderprogramme für Stromspeicher / Interview mit Matthias Giller

In diesem #RGCfragtnach spricht Dr. Franziska Lietz mit Matthias Giller von INTILION, einem Unternehmen der Hoppeke Gruppe, über aktuelle Förderprogramme für Batteriespeicher. 

Lietz: Hallo, mein Name ist Franziska Lietz von RGC. In diesem #RGCfragtnach spreche ich mit Matthias Giller von Unternehmen INTILION. Das Unternehmen INTILION beschäftigt sich mit innovativen Speichertechnologien im Lithiumionenbereich und gehört zur Hoppeke Gruppe. Wir sprechen heute über Förderprogramme mit dem konkreten Anlass, das gerade in Niedersachsen ein neues Förderprogramm für Stromspeicher veröffentlicht wurde. Matthias, wer kann denn diese neuen Förderungen überhaupt in Anspruch nehmen

Giller: Die Förderung gilt für alle natürlichen Personen also d. h. private Haushalte aber auch Kommunen Unternehmen und Gewerbetreibende können die Förderung in Anspruch nehmen.

Lietz: Und was wird da alles gefördert?

Giller: Zentraler Punkt der Förderung ist ein Strom- oder Batteriespeicher. Mit diesem Batterie Speicher zusammen werden aber bestimmte andere Dinge wie zum Beispiel Ladepunkte gefördert. Das muss man sich dann aber in der Förderung im Detail anschauen

Lietz: Das ist ja spannend. Und wie hoch fällt die Förderung aus?

Giller: Das ist schon ein richtiger Batzen. Das sind bei Batteriespeichern bis zu 40 %, maximal 50.000 €. Zusätzlich gibt es noch 500 € für einen Ladpunkt. Und auch wenn man dann noch erweitert und eine PV-Anlage aufbaut, gibt es pro kW Peak auch noch einmal 20 €. Das ist also schon sehr interessant. 

Wichtig bei der ganzen Sache ist, dass es die Förderung nur bei Aufbau einer neuen PV Anlage oder Erweiterung einer bestehenden PV Anlage mit mindestens vier KW peak gibt, was aber natürlich nicht viel ist. Also das sollte man bei der Summe auf jeden Fall auch machen, dass ist in Kombination sehr sinnvoll. 

Lietz: Und was müssen die Antragsteller noch für Besonderheiten bei diesem Förderprogramm beachten?

Giller: Da sind natürlich die standardmäßigen Dinge. Natürlich muss den Antrag stellen, bevor begonnen wird, den Batteriespeicher aufzubauen. Das muss man natürlich von der Reihenfolge einhalten. Ganz, ganz wichtig ist aber, dass man einen Batteriespeicher hat, der die VDE AR 4105 Niederspannungsrichtlinie erfüllt und dass man von dem Hersteller Erklärung bekommt, weil in der Ausschreibung zum Beispiel gefordert ist, dass man eine Performancegarantie von mindestens zehn Jahren bei dem Speicher hat. 

Lietz: Das Ganze gilt ja auch nur für Niedersachsen. Also bei diesem Förderprogramm können auch nur an Unternehmen aus Niedersachsen eine Förderung bekommen. Wie sieht das in den anderen Bundesländern aus? Gibt es da ähnliche Programme oder was kann ein Unternehmen da vielleicht nutzen?

Giller: Aktuell gibt es sehr wenige andere Programme. Das muss man leider wirklich zu sagen. Wir hoffen natürlich darauf, dass da wieder was kommt. In NRW gab es bis zum 20. November das Progress NRW: Das waren 200 € pro Kilowattstunde. Dieses ist aktuell ausgelaufen, wird aber nächstes Jahr wahrscheinlich im März wieder anlaufen. 

Zusätzlich dazu gibt es noch eine Bundesförderung, die sich allerdings auf Landwirte beschränkt. Für diese Landwirte ist das aber besonders interessant, weil diese auch wirklich ein großen Teil, bis zu 50 % des Speichersystems gefördert bekommen. Bei diesem Programm muss aber vorher ein Energieberater sagen, das es Sinn macht, denn es muss eine CO2- Einsparmaßnahme sein. 

Lietz: Ok, danke, das sind wirklich sehr spannende Einsichten, die sicher auch für viele Unternehmen – vor allem in Niedersachsen – von Interesse sein werden. Ich danke Dir für das Interview. 

Giller: Sehr gern. 

Das Interview wurde im Dezember 2020 aufgezeichnet. Mittlerweile wurde das Programm Progress NRW wieder neu aufgelegt. Außerdem gibt es nunmehr auch für Baden-Württemberg ein neues Förderprogramm

Hier die Links zu den Förderungen:

Niedersachsen

Baden-Württemberg

NRW

Landwirtschaft (Bundesweit)