Schlagwort: Energiewende

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Die neue Vergleichsstudie zu ERP-Systemen in der Energiewirtschaft ist ab sofort verfĂĽgbar

Energieversorger stehen angesichts der fortschreitenden Regulierung und der dadurch ausgelösten Marktveränderungen sowie mit Blick auf das beschleunigte Digitalisierungstempo vor der enormen Herausforderung, ihre Geschäftsmodelle und IT-Landschaften grundlegend neu auszurichten.

Studie: Energiewende und Digitalisierung

Energiewende und Digitalisierung gehen Hand in Hand. Während der technologische Fortschritt und der politische Wille zum Klimaschutz die Energiewende unaufhaltsam vorantreiben, müssen die Netzbetreiber die Versorgungssicherheit gewährleisten. Die PwC-Studie „Energiewende und Digitalisierung – Digitalisierte Netzwirtschaft als Baustein gesellschaftlicher Herausforderungen“ beleuchtet die Situation für die Netzwirtschaft umfassend.

PwC-Studie zum Reifegrad der Asset-Management-Systeme von Netzbetreibern

Die Herausforderungen der Netzbetreiber haben unter den Bedingungen der Energiewende enorm zugenommen. Mehr denn je ist die Anwendung von Asset Management-Methoden ein Schlüssel zur Bewältigung dieser Herausforderungen. PwC hat den Reifegrad der Asset Management-Systeme unter den rund 150 größten Stromnetzbetreibern der D-A-CH-Region untersucht. Es zeigt sich: Nicht alle Netzbetreiber schöpfen ihre Möglichkeiten voll aus.

Messstellenbetreiber mĂĽssen ab 2017 den Smart Meter-Rollout umsetzen

Am 23. Juni ist der Regierungsentwurf des Gesetzes zur Digitalisierung der Energiewende mit nur geringfügigen Änderungen durch den Bundestag verabschiedet worden. Kernstück des Gesetzes ist das neue Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) mit der Verpflichtung des grundzuständigen Messstellenbetreibers zum Rollout von intelligenten Messsystemen (Smart Metern). Mit einem Inkrafttreten ist noch im Juli zu rechnen.

Die wichtigste gesetzliche Anforderung stellt unverändert die Verpflichtung des Netzbetreibers – als grundzuständigem Messstellenbetreiber – zum Rollout der Smart Meter fĂĽr Verbrauchsfälle ab 6.000 kWh sowie EEG- und KWK-Anlagen ab einer installierten Leistung von 7 kW dar. Die dabei einzuhaltenden Preisobergrenzen sind insbesondere fĂĽr kleine und mittelgroĂźe Netzbetreiber herausfordernd. FĂĽr einen Letztverbraucher mit einem Verbrauch zwischen 6.000 und 10.000 kWh dĂĽrfen höchstens 100 € brutto jährlich in Rechnung gestellt werden. Netzbetreiber sollten ihre Handlungsoptionen – Eigen- oder Fremdleistung, Kooperation oder Stand-alone, Nischen- oder Volldienstleister – auf Basis der verschiedenen Anbieterpreise hinsichtlich einer optimalen Wirtschaftlichkeit untersuchen. Die einzelnen Komponenten der Smart Metering-Infrastruktur – Zähler, Gateways, Telekommunikation, IT – sind dabei getrennt zu betrachten.

DarĂĽber hinaus sollte jetzt bereits mittels einer Inventarisierung der Pflichteinbaufälle (Lage und Zustand des Zählerschranks, mögliche TK-Anbindung, Mehrspartenanbindung, Klassifizierung des Kunden etc.) die Basis fĂĽr einen möglichst effizienten Rollout gelegt werden. FĂĽr die konkrete Rollout-Planung ist zu beachten, dass mit Beginn des Rollouts ab 2017 – genauer gesagt: nach Feststellung der technischen Möglichkeit nach § 30 des MsbG – innerhalb von drei Jahren bereits 10% der Pflichteinbaufälle durchgefĂĽhrt worden sein mĂĽssen. Ist dies nicht gegeben, droht dem Netzbetreiber der nachhaltige Verlust der Grundzuständigkeit.

Ansprechpartner

Dr. Steffen Schattner

PwC

Tel.:+49 69 9585-2712

E-Mail: steffen.schattner@de.pwc.com

 

Neuauflage Verteilnetzstudie Niedersachsen: Auswirkungen der Energiewende auf die Netzbetreiber in der Region

PwC hat, wie schon 2013, gemeinsam mit dem VKU und der Hochschule Osnabrück die Auswirkungen der Energiewende auf die Netzbetreiber in der Region ermittelt. 17 von 60 befragten Netzbetreibern beteiligten sich; diese versorgen rund 50% der Fläche Niedersachsens/Bremens.

Die Studie zeigt für 2013/14 einen beschleunigten Zubau von EE-Anlagen und eine deutlich höhere Durchschnittsleistung je Anlage gegenüber der Prognose der ersten Studie. Diese Zubaugeschwindigkeit determiniert die Netzausbauerfordernisse. Einige Netzbetreiber gaben an, dass ihre Netze an die Grenzen der Aufnahmefähigkeit für EE-Strom stoßen. Bei 3 der 17 Studienteilnehmer kam es zu Überspeisungen. In vier weiteren Fällen liegt der Quotient zwischen 0,8 und 1; hier könnte künftig bei weiter anhaltendem Anlagenzubau eine Überspeisung drohen.

Status Energiewende: Warum 2014 kein Jubeljahr war!

Kurz vor Weihnachten veröffentlichte die Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB) erste Hochrechnungen für den Energieverbrauch des Jahres 2014. Demnach stieg der Anteil Erneuerbarer Energien an der Bruttostromerzeugung auf 25,8%. Zur Deckung des Stromverbrauchs trugen sie sogar 27,3% bei – in beiden Fällen ein Rekord. Gleichzeitig fiel der Stromverbrauch auf ca. 576 TWh, was einer Reduktion um ca. 3,8% gegenüber 2013 gleichkommt. Nun stellt sich die Frage, ob für das Gelingen der Energiewende im Angesicht steigender Anteile erneuerbarer Energien und sinkender Stromverbräuche weitere umfangreiche Anstrengungen notwendig sind. Diese Frage ist eindeutig mit „Ja“ zu beantworten. Für eine erfolgreiche Energiewende reicht es nicht aus, allein die Stromversorgung auf Erneuerbare Energien umzustellen. Auch im Hinblick auf Effizienz und die Versorgungsstrukturen anderer Sektoren wie Wärme und Verkehr wurden ambitionierte Ziele festgelegt.

So soll der Wärmebedarf für Gebäude bis 2020 um mindestens 20% reduziert werden. Gegenüber 2008 können wir aktuell (2013) lediglich eine Reduktion um 2% aufweisen. Auch der Primärenergieeinsatz in Gebäuden soll bis 2050 um 80% reduziert werden. Bislang konnten wir gegenüber 2008 lediglich einen Rückgang um 4% beobachten. Wir haben in einer jüngst veröffentlichten Kurzstudie Wärme berechnet, dass unter den aktuellen Entwicklungen die Langfristziele insbesondere bezüglich der Treibhausgasemissionen verfehlt werden. Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass im günstigsten Szenario die CO2 Emissionen bis 2050 gegenüber 1990 um 64% gesenkt werden können. Ziel der Bundesregierung sind hingegen 80-95%.

Neben dem Wärmesektor spielt außerdem der Verkehrssektor eine wesentliche Rolle. Hier fällt über 28% des Endenergieverbrauchs in Deutschland an. Dieser soll nach Plänen der Bundesregierung bis 2020 um mindestens 10%, bis spätestens 2050 um 40% reduziert werden. Basisjahr ist hierbei 2005, in dem ca. 718 TWh im Verkehrsbereich aufgewendet wurden. 2013 wurden hingegen ca. 726 TWh verbraucht – eine Entwicklung in die falsche Richtung. Zusätzlich wurde festgelegt, bis 2020 etwa 1. Mio. Elektrofahrzeuge in Deutschland zuzulassen. Um dies zu ermöglichen müssen in den nächsten 5 Jahren noch über 980.000 Fahrzeuge auf die Straßen. Wir planen in den folgenden Wochen ebenfalls die Veröffentlichung einer Kurzstudie Verkehr. Auch diese wird aufzeigen, dass die ambitionierten Ziele der Bundesregierung unter aktuellen Bedingungen nicht erreicht werden können.

Um von einem Erfolg der Energiewende zu sprechen reicht es folglich nicht aus, allein die Entwicklungen im Stromsektor zu betrachten, wenngleich hier die größten Erfolge in den vergangenen Jahren zu verzeichnen sind. Der Stromsektor selbst hat außerdem mit strukturellen Problemen zu kämpfen, die den weiteren Verlauf der Energiewende maßgeblich beeinträchtigen könnten. Aufgrund der fluktuierenden Eigenschaft von Wind- und Photovoltaikanlagen gerät die Verlässlichkeit eines Stromsystems auf Basis von Wind und Sonne ins Wanken. Andreas Mihm fragt in der F.A.Z., wer künftig garantiert, dass Kraftwerke jederzeit genügend Strom liefern. In der Kurzstudie Strom haben wir unterschiedliche Szenarien zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit untersucht. Die Studie ergibt, dass die Klimaschutzziele ohne weitere umfangreiche Maßnahmen nicht erreicht werden können.

Für die Zukunft ist es deshalb von großer Bedeutung, neben den sektorspezifischen Maßnahmen die Sektoren bspw. durch KWK, Elektroautos und Wärmepumpen stärker miteinander zu verbinden. Auf diese Weise werden Erfolge im gesamten System wirksam und tragen dadurch zu einem Gelingen der Energiewende bei.

Ihr PwC Experte zu diesem Thema ist Volker Breisig.

Energiewende – Der (etwas) andere Blick – Fachbuch von women&energy

Wie bereits im Sommer 2014 angekĂĽndigt hat women&energy sein erstes Fachbuch aus der Sicht von Frauen aus der Energiebranche auf die Energiewende herausgebracht. Das Buch mit dem Titel „Energiewende – Der (etwas) andere Blick“ wird am 21. Januar 2015 im Rahmen der Handelsblatt-Jahrestagung Energie im Berlin veröffentlicht.

Neben der bibliografischen Herausgeberin Frau Dr. Nicole Elert werden Hildegard Müller (BDEW) und Dr. Norbert Schwieters (PwC Leiter Energiewirtschaft) die Buchpräsentation von 15:00 – 16:00 Uhr im Hotel Intercontinental begleiten.

Die mehr als 40 Beiträge des Fachbuchs reichen von den veränderten Rahmenbedingungen über Unternehmensstrategien und Finanzierungsfragen bis hin zum Personal und der Unternehmenskultur. Hauptziel des Buches ist es Impulse zu setzen und die Energiewende im Kollektiv erfolgreich zu gestalten.

Über diesen link gelangen Sie direkt zum Bestellschein des Buches und können sich einen Überblick über die Liste der Autorinnen aus verschiedensten Unternehmen aus Deutschland und Österreich verschaffen.

Bei Fragen zum Buch oder zur Buchpräsentation wenden Sie sich bitte an Dr. Nicole Elert oder Dajana Neumann.

Transaktionsmonitor Energiewirtschaft – Ausgabe 3

Die Bundesregierung steht nach wie vor zur Energiewende sowie zu den Klimaschutzzielen und will den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis 2025 auf 40% bis 45% und bis 2035 auf 55% bis 60% steigern. Mit der Verabschiedung des EEG 2014 wurde erneut ein wichtiger Meilenstein auf dem Weg dorthin erreicht. Für die Energieversorger herrscht dadurch zumindest im Bereich der erneuerbaren Energien wieder mehr Planungssicherheit. Dennoch sind unverändert wichtige und drängende Fragen in der Energiewirtschaft, wie beispielsweise die Implementierung eines Kapazitätsmarktes oder die Ausgestaltung der Netzregulierung ab dem Jahr 2019, offen.

Elektromobilität: Mobiler Zählpunkt fehlt

Die Elektromobilität ist ein wesentlicher Baustein der Energiewende, jedoch fehlen technische und regulatorische Standards sowie die Integration in die Energiewirtschaft. Das ist insbesondere im Flottenmanagement ein Problem.

Die geltende Regulierung des Energiewirtschaftsgesetzes geht von der Versorgung einer Immobilie aus. Die Position des Netzanschlusses wird als fix unterstellt. Die Lieferantenwechselprozesse sind auf einen Wechsel des Nutzers des Netzanschlusses ausgelegt. Für die Elektromobilität bedeutet dies, dass der Wechsel des Netznutzers an der Entnahmestelle rechtlich geregelt ist. Dieser hat nach den einschlägigen EU-Richtlinien einen Anspruch, seinen Stromlieferanten frei zu wählen. Dies gilt auch für den Fahrer eines Elektromobils an einer Stromentnahmestelle für sein Elektromobil.

Tatsächlich besteht diese Freiheit aber nicht. Der Fahrer des Elektromobils muss den Strom vom Betreiber der Entnahmestelle erwerben. Diese Beschränkung ist für den Fahrer meist das geringere Problem, da er in erster Linie froh ist, überhaupt eine Ladestation vorzufinden. Für eine Massentauglichkeit der Elektromobilität ist diese Lösung aber unzureichend und steht im Widerspruch zur Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie.

Besonders deutlich wird dies beim Management einer Fahrzeugflotte. Der Abschluss eines Rahmenvertrages über die Lieferung von Elektrizität, wie mit einem Kraftstoffunternehmen, ist nicht möglich. Denn an jeder Entnahmestelle gelten die Regeln des jeweiligen Betreibers der Ladestation. Möglich wäre eine Flottenbelieferung, wenn jedes Fahrzeug einen abrechnungsrelevanten Zählpunkt im Sinne der Regelungen der Grundsätze für den Lieferantenwechsel im Bereich Strom (GPKE) hätte. Der jeweilige örtliche Netzbetreiber würde das Elektromobil im Bilanzkreis des Stromlieferanten aufnehmen und die verbrauchten Mengen entsprechend abrechnen. Dies ist derzeit rechtlich nicht möglich, da nur Grundstücke und Gebäude für den Anschluss an das Stromverteilungsnetz vorgesehen sind. Daher sind rechtliche Regelungen für den Anschluss von mobilen Stromverbrauchern mit eigenen abrechnungsrelevanten Zählpunkten zu schaffen und die Lieferantenwechselprozesse müssen diese Variante des Netzanschlusses berücksichtigen.

Benjamin Reuter verweist in der WirtschaftsWoche auf einen Artikel der die fehlenden Förderprogramme für E-Fahrzeuge in Deutschland thematisiert und eine Gegeninitiative aus der Industrie vorstellt.

Ihr PwC-Experte zu diesem Thema ist Volker LĂĽbke.

Die Energiewende – Chancen und Herausforderungen fĂĽr Investoren

Bei der Energiewende geht es darum, die gesellschaftlich notwendige Kombination aus Klimaverträglichkeit, Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit zu den geringsten volkswirtschaftlichen Kosten umzusetzen. Energiewende ist nicht nur „Stromwende“, sondern auch „Wärme- und Verkehrswende“. Denn die energiepolitischen Ziele können nur mit einem Maßnahmen-Mix in diesen drei Bereichen erreicht werden. Investitionsmöglichkeiten im Bereich der Energieeinsparung und -effizienz, insbesondere auch in der Stadtentwicklung und bei Quartieren, sind somit ebenso beachtenswert wie die „klassischen“ Investitionen in die Energiewende.

Investitionen in die Energiewirtschaft müssen langfristig im Einklang mit der energiepolitischen Zielsetzung stehen. Dass das nicht selbstverständlich ist, zeigt die Entwicklung der Energieversorgungsunternehmen seit 2008, deren Unternehmenswerte aufgrund der politischen gewollten Bevorzugung der Erneuerbaren Energien erheblich gesunken sind, mehr als 400 Mrd EURO allein bei den 20 größten europäischen Unternehmen. Die Kapitalrendite der Energieversorger hat sich im Durchschnitt bei rund 9 Prozent eingependelt.

Während konventionelle Kraftwerke an Wert eingebüßt haben, sind Netze dank der Regulierung ein „sicherer Hafen“ für Investoren, dies gilt zum Teil auch noch für Investitionen in Erneuerbare Energien, vor allem Wind. Martin Greive schrieb vor kurzem in der WELT über die Auswirkungen des novellierten EEG auf Investitionen in neue Windkraftanlagen (http://www.welt.de/politik/deutschland/article125396761/Buerger-fuerchten-um-ihre-Wind-Investitionen.html).

Künftig werden jene Assets erheblichen Wert erlangen, die in der Vergangenheit aus Sicht der Versorger von eher untergeordneter Bedeutung waren: Kunden, Daten und intelligente Steuerungstechniken. Aus der Verbindung von distribuierter, am Verbrauch orientierter Energie und Internettechnologien ergeben sich innovative Geschäftsmöglichkeiten. Es geht um die Digitalisierung der Branche, die hierzulande noch in den Kinderschuhen, in den USA hingegen bereits deutlich weiter fortgeschritten ist.

Während innovative Konzepte eher eine Option für Risikokapital sind, werden sich an risikoarmen Anlagen interessierte Anleger eher den klassischen Assets der Branche zuwenden, vor allem den Netzen. Verteilnetze könnten hier eine zukünftige Option sein, ebenso wie mögliche Kraftwerksinvestitionen, die Übertragungsnetzbetreiber in kritischen Versorgungsgebieten tätigen könnten, wenn sich die Idee der „strategischen Reserve“ gegenüber dem Kapazitätsmarkt durchsetzt. Dessen politische Umsetzung ist offen, zumal strittig ist, ob dadurch eher fossile Kraftwerksinvestitionen, und wenn ja, auch bestehende Anlagen oder eher Re-Investitionen in Erneuerbare Energien zu fördern sind.

Bei Investitionen in Erneuerbare Energieerzeugung zwingen hohe Kaufpreise zum Nachdenken über die „Zeit nach dem EEG“. Es besteht Unsicherheit über die Entwicklung der Strompreise, aber auch über die künftige Ausgestaltung der Direktvermarktung. Die abflauende Diskussion um „gesicherte EE-Grundlast“ sollte unbedingt wieder aufgenommen werden, da sie Rückwirkungen auf den Bedarf eines Kapazitätsmarktes haben kann.

In diesem Zusammenhang kommt der Biomasse, die das größte Potential an gesicherter und regelbarer Leistung unter den Erneuerbaren Energien aufweist, Bedeutung zu. Aktuell unterliegt Biomasse dem gleichen Einspeisevorrang wie die übrigen Erneuerbaren, was bei zunehmendem Anteil der EE im Strommarkt dazu führt, sie auch dann einzusetzen, wenn der Bedarf anderweitig gedeckt werden könnte. Demgegenüber sollte Biomasse stärker als erneuerbare Backup-Technologie eingesetzt werden, was durch den Ausbau der installierten Leistung, die Verringerung der Volllaststunden (so dass kein Mehrbedarf an Biomasse-Ressourcen entsteht) und ihre Ansiedlung hinter den übrigen EE in der Einspeisereihenfolge gelingen kann.

Eine sinnvolle Reform des Strommarktes führt über Europa. Der Ausbau grenzübergreifender Transportkapazitäten kann den europäischen Stromhandel verbessern und zur Versorgungssicherheit beitragen. „Wir dürfen nicht wieder den Fehler machen, eine rein nationale Lösung zu finden“ (Staatssekretär Rainer Baake). Der uneinheitliche Rahmen der EU-Strommärkte grenzt aber die Effizienz ein. Wenn Deutschland einen Kapazitätsmarkt einführt, wird man sich entscheiden müssen, ob die Ausgestaltung ein Vorreiter für den Rest der EU oder rein national optimiert sein bzw. flexibel an andere Systeme in der EU angepasst werden können soll.

Die Transformation der Energiesysteme ist kapitalintensiv. Die Attraktivität von Investments hängt sehr vom künftigen Marktdesign und der Ausgestaltung des CO2 – Regimes ab. Die Diskussion um das Design des Strommarktes sollte auch die Frage einschließen, wie Beiträge externer Investoren gefördert werden können, einerseits durch die Regulierung auf Seiten der Kapitalanleger, andererseits aber auf Seiten der Energiebranche selbst. Es geht darum, attraktive Plattformen zu schaffen (Co-Investments, Holding-/Kooperationsstrukturen), Komplexität zu reduzieren und Risiken zu begrenzen.

Ihr PwC Ansprechpartner zu diesem Thema ist Dr. Norbert Schwieters.

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