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EVN baut Trinkwasserbereich in Niederösterreich aus

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Wien/Maria Enzersdorf, 25.05.2016

Der börsennotierte Versorger EVN baut den Trinkwasserbereich in Niederösterreich aus, kündigte der Vorstand bei der Halbjahrespressekonferenz an. Im Stromgeschäft werden die thermischen Kraftwerke verstärkt für die Stabilisierung der Stromnetze eingesetzt.

Im Trinkwasserbereich sieht die EVN viele Parallelen und Synergien zu den bestehen Geschäftsfeldern Strom und Gas und eine gute Basis für die Erweiterung des Infrastrukturgeschäfts. Es würden Probleme auftreten, die Herausforderungen für die Infrastruktur darstellten, so würden beispielsweise Swimmingpools mit Trinkwasser befüllt. Die EVN Wasser versorgt derzeit bereits 560.000 Kunden mit Trinkwasser, davon mehr als 100.000 direkt. In Betrieb hat die EVN beispielsweise bereits drei Naturfilteranlagen zur Reduktion der Wasserhärte.

Nun will man verstärkt Wasser aus dem Alpenvorland in andere Regionen bringen und die Qualität verbessern. Projekte sind neben Trinkwasserleitungen aus dem Alpenvorland in die Ballungszentren und auch Qualitätsverbessernde Maßnahmen etwa durch Naturfilteranlagen und neue Pumpwerke. Die jährlichen Investitionen beziffert EVN-Chef Peter Layr künftig mit 30 bis 50 Mio. Euro. Im bisherigen vierjährigen Investitionsplan sind insgesamt 50 bis 60 Mio. Euro vorgesehen. Bei den Alpenvorland-Projekten stimme sich die EVN auch mit den Wiener Wasserwerken ab. Das Wassergeschäft der EVN sei positiv. Die EVN sei nach den Wiener Wasserwerken der zweitgrößte Trinkwasserversorger in Österreich. Versorgt würden von der EVN bereits mehr 25 bis 27 Prozent der Kommunen.

Im Strombereich werden die thermischen Kraftwerke verstärkt für die Stabilisierung der Netze eingesetzt. Hier seien Megawatt wichtiger als die Megawattstunde, so Layr. Für die Winterreserve im süddeutschen Raum stellt die EVN rund 900 Megawatt (MW) zur Verfügung. Für die Sommerreserve der Verbund-Tochter APG (Austrian Power Grid) beträgt die Reservekapazität rund 400 MW, weil bei den Kraftwerken über den Sommer Servicearbeiten durchgeführt werden. Die Kraftwerke seien derzeit jeden zweiten Tag im Einsatz, Tendenz steigend, so Layr. Allerdings seien die Einsatzzeiten kürzer, die Volllaststunden seien um zwei Drittel zurückgegangen. Den Ergebnisbeitrag bezifferte EVN-Vorstand Stefan Szyszkowitz mit einem tiefen zweistelligen Millionen-Euro-Betrag.

Massen-Roll-Out bei Smart Meter

Bei der Umstellung auf digitale Stromzähler (Smart Meter) werde der Massen-Roll-Out Anfang 2017 starten, bekräftigte Layr. Die EVN werde das EU-Ziel einer 80-prozentigen Abdeckung bis 2020 mit Sicherheit erreichen. Der Anteil werde sich in den Folgejahren erhöhen, denn die alten Zähler müssten ohnehin ausgetauscht werden. Bei einer Reform des Ökostromgesetzes spricht sich Layr dafür aus, dass Windkraft und Biomasse wie bisher weitergeführt werden.

Das Geschäft in Südosteuropa war im ersten Halbjahr von deutlich milderen Temperaturen in Bulgarien geprägt, was zu einem Rückgang bei der Stromnachfrage führte. Weiter reduziert hat die EVN die Stromdiebstähle, während es gleichzeitig beim Inkasso einen Anstieg gab. Dies will man fortführen. Im Umweltbereich werden weiterhin Gespräche mit der Stadt Moskau bezüglich einer Kompensation für die Müllverbrennungsanlage Nummer 1 geführt. Beim Schiedsverfahren bezüglich des deutschen Kraftwerks Duisburg-Walsum rechnet die EVN mit einem Spruch Ende 2016.

Für das Gesamtjahr rechnet die EVN mit einem stabilen Ergebnis, beeinflusst eventuell von Schiedsverfahren. Die stabile Dividendenpolitik werde fortgesetzt.

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Experte: Umbau des Stromsystems braucht hohe Investitionen

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Wien, 25.05.2016

Der Umbau des Energiesystem in Hinblick auf Klimaschutz und Dekarbonisierung wird nach Ansicht des deutschen Energieexperten Felix Christian Matthes einen enormen Investitionsbedarf mit sich bringen.

Es gebe Bereiche, in denen die Dekarbonisierung schon länger auf dem Programm stehe, wie die Industrie und die Stromwirtschaft. Im Bereich Verkehr und Raumwärme gebe es deutlich weniger verbindliche Instrument, so Matthes, Energieexperte am Ökoinstitut Berlin und Berater der deutschen Regierung, bei einer Veranstaltung der EnergieAllianz Austria (EAA).

Zu den Kosten des zukünftigen Stromsystems sagte er, was auch immer man tun werde, man werde in den kommenden Jahren massiv investierten müssen. Man sei nun nach fast zwei Dekaden bei rekordniedrigen Investitionen angelangt. Es gehe künftig um die Richtung der Investitionen, die Kosten würden sich nicht groß unterscheiden, sondern die Kostenstrukturen. Unwahrscheinlich sei aber, dass das Stromsystem mit dem aktuellen Preis an den Stromgroßhandelsmärkten von rund 3 Cent/Kilowattstunde (kWh) refinanziert werden könne.

Die Dekarbonisierung stehe auf der Tagesordnung, es gehe um die Frage, wie stetig man an das Ganze herangehe. Die wesentlichen Probleme seien weniger die Kosten, sondern die sich ändernden Strukturen wie etwa Infrastruktur, Dezentralisierung bis hin zum Design von Industrieanlagen, um den Volatilitäten Rechnung zu tragen. Das sei die Frage des Modernisierungswettlaufs.

Gas als Brückentechnologie

E-Control-Vorstand Andreas Eigenbauer betonte, dass Dekarbonisierung stattfinden müsse, das heiße weniger CO2. Gas sollte als Brückentechnologie eine wichtige Rolle spielen und auch in Österreich so wie in Deutschland Teil der Lösung sein und nicht als Teil des Problems gesehen werden. Für die Aufrechterhaltung einer für den Standort wichtigen Strompreiszone zwischen Österreich, Deutschland und Luxemburg seien Redispatch-Maßnahmen nötig.

Das europäische Emissionshandelssystem muss nach Ansicht von Matthes reformiert werden, bei der Industrie etwa spricht er sich für eine Differenzierung aus.

Für den Chef der Investmentfirma Alexa Capital, Gerard Reid, sind neue Technologien und Geschäftsmodelle nötig um Klimaschutz und Energiewende zum Erfolg zu führen, wie er laut Pressemitteilung bei einer Veranstaltung des Branchenverbands Oesterreichs Energie sagte. Strom sieht er demnach als Hauptenergieträger des 21. Jahrhunderts. Statt bloße Kilowattstunden würden künftig umfassenden Energiedienstleistungen angeboten und mit dem Auftreten neuer Marktteilnehmer sei zu rechnen.

Für die Finanzierung von Klimaschutz und Energiewende sei grundsätzlich genug Geld da, allerdings biete das Modell des "Energy-Only-Marktes", auf dem ausschließlich mit Kilowattstunden gehandelt werde, keine Anreize für Investitionen in neue Kraftwerke. Die niedrigen Strompreise würden die Errichtung von Erzeugungseinheiten aller Art für Energieunternehmen unrentabel machen, der Wettbewerb am Strommarkt werde sich von den Preisen zu den Kapitalkosten verschieben.

Neue Investoren gesucht

Verbund-Chef und Oesterreichs-Energie-Präsident Wolfgang Anzengruber konstatierte Marktversagen und betonte, dass ein Energy-Only-Markt unter den gegebenen Bedingungen nicht funktionieren könne. Windparks und Solarkraftwerke hätten faktisch keine Betriebskosten und könnten, wenn sie bereits vorhanden sind, Strom zu Kosten von annähernd null erzeugen. Somit könnten die Strompreise zumindest im Großhandel ebenfalls gegen null tendieren. Damit könne aber kein Stromerzeuger mehr allfällige Investitionskosten mit dem Verkauf von elektrischer Energie decken. Deshalb brauche man neue Investoren, etwa Pensionsfonds.

Monika Rosen, Chefanalystin der Bank Austria im Bereich Private Banking, sieht laut Pressemitteilung keinen Mangel an Geld für Investitionen im Energiebereich. Das Niedrigzinsumfeld sei nahezu ideal für Energieversorger. Sie warnte aber, dass bei für die E-Wirtschaft ungünstigen politischen Rahmenbedingungen der Anleger schnell wieder weg sei. Jeder potenzielle Privatinvestor müsse sich selbst fragen, ob er für die Rettung der Welt vor dem Klimawandel eine geringere Rendite in Kauf nehmen möchte und wie viel an Underperformance er zu akzeptieren bereit sei.

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Erdgas bleibt unverzichtbar

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25.05.2016

Die Rolle von Erdgas wird sich im Energiemix der Zukunft zweifelsohne verändern. Doch der Energieträger kann als klimafreundlichster fossiler Brennstoff punkten. Ein Plädoyer.
 
Auf der Weltklimakonferenz im vergangenen Jahr in Paris haben sich 195 Nationen darauf geeinigt, die Erderwärmung bis Ende dieses Jahrhunderts auf 2 Grad - nach Möglichkeit sogar auf 1,5 Grad - gegenüber dem vorindustriellen Zeitalter zu begrenzen. Um diese Zielgröße erreichen zu können, ist eine schnelle und kosteneffiziente Reduktion der CO2-Emissionen unausweichlich.
 
Doch der Weg in eine vollkommen regenerative Energielandschaft ist lang - und läuft weltweit in unterschiedlichen Bahnen. Ungeachtet des Ausbaus der erneuerbaren Energien sieht die Internationale Energieagentur daher auch Erdgas im Aufwind. Nicht nur, dass neue Fördertechniken die Verfügbarkeit von Erdgas erheblich ausgeweitet haben. Das wohl entscheidendste Argument für die weitere Bedeutung von Erdgas ist die Klimaeffizienz des Energieträgers. Der fossile Brennstoff lässt sich vielfältig und effizient einsetzen: zum Heizen und Warmwasserbereiten mit modernen Erdgas-Brennwertanlagen, zur Stromerzeugung mittels Gaskraftwerken und Kraft-Wärme-Kopplung, in Industrie und Gewerbe als Prozessenergie und nicht zuletzt als Antriebsstoff im Transportsektor.
 
Einsparung von CO2
 
Dank dieser Eigenschaften nimmt Erdgas auch eine zentrale Rolle bei der Zielerreichung im ambitioniertesten Energieprojekt ein, das es jemals in Deutschland gegeben hat: der Energiewende. Es geht dabei um nicht weniger als den grundlegenden Umbau der Energieversorgung. Eine der energieeffizientesten und umweltschonendsten Volkswirtschaften der Welt soll entstehen. Wesentliche Säulen der Energiewende sind der Ausbau der erneuerbaren Energien und der Energieeffizienz.
 
Für die Akzeptanz der Energiewende beim Verbraucher ist es jedoch besonders bedeutsam, dass die Kosten nicht aus dem Ruder laufen: Schon heute zahlen die deutschen Stromkunden 25 Milliarden Euro pro Jahr gemeinsam für die deutsche Energiewende. Tendenz steigend. Vor diesem Hintergrund rückt der Aspekt der CO2-Vermeidungskosten in den Fokus: Mit Erdgas lässt sich CO2 vor allem im Heizwärmemarkt kostengünstig einsparen. Doch das reicht nicht. Für den Klimaschutz im Wärmemarkt gibt es weiterhin ein riesiges Potential - allein in den Bestandsbauten. 32 Prozent der Heizungen in Wohnungen sind älter als 20 Jahre und damit veraltet. Ein Weg, die Emissionen zu senken, ist der Austausch alter Heizkessel durch moderne Erdgas-Brennwertheizungen. Allein durch diese Maßnahme könnte eine CO2-Einsparung von bis zu 40 Prozent erreicht werden.
 
Entlastung der Stromnetze
 
Auch der Strommarkt ist derzeit noch weit davon entfernt, dass regenerative Energien den Bedarf allein decken könnten. Das bedeutet: Überall dort, wo schnell verfügbare konventionelle Erzeugungskapazitäten erforderlich sind, könnten sich erdgasbasierte Lösungen anbieten. Erdgas entlastet zum einen die Stromnetze mit der dezentralen Kraft-Wärme-Kopplung, die Wirkungsgrade von bis zu 95 Prozent erzielt und bei der gleichzeitig Strom und Wärme erzeugt werden. Zum anderen ist Erdgas auch dann zur Stromerzeugung in Erdgas-Kraftwerken nutzbar, wenn Wind und Sonne ausbleiben.
 
Wenn es um CO2-Reduktion im Transportsektor geht, könnten Erdgasfahrzeuge eine Alternative darstellen: Sie stoßen gegenüber einem vergleichbaren Auto mit Benzinmotor 24 Prozent weniger CO2 aus. Auch im Lkw-Bereich gibt es Entlastungspotentiale - vor allem durch verflüssigtes Erdgas. Und auf den Weltmeeren, wo im Schiffsverkehr immer noch überwiegend schweres Heizöl verfeuert wird, kann Erdgas (LNG) ebenfalls zur Klimaentlastung beitragen. Denn bislang emittiert allein ein Riesentanker auf See genauso viel CO2 wie etwa 200000 Pkw.
 
Wenn die kurz- bis mittelfristigen Klimaschutzziele erreicht werden sollen, müssen Lösungen gefunden werden, die möglichst schnell den CO2-Ausstoß reduzieren und zugleich bezahlbar sind. Ob im Wärmemarkt, bei der Stromerzeugung oder im Verkehr: Der Stellenwert von Erdgas wird vor diesem Hintergrund weltweit weiter wachsen. Als klimafreundlichster fossiler Brennstoff bleibt Erdgas unverzichtbar.

Von Gerhard König
 
Gerhard König ist Sprecher der Geschäftsführung der WINGAS GmbH.
 
Alle Rechte vorbehalten. Copyright Frankfurter Allgemeine Zeitung GmbH, Frankfurt am Main

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Kaum mehr Neubau von Biogasanlagen

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25.05.2016

Experten rechnen damit, dass die Zahl der Biogasanlagen in Deutschland weiter sinken wird. Woran liegt das? Und kann dieser Trend noch gestoppt werden? Die Gründe und Hintergründe im Überblick.
 
Seit der Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) erhalten Biogasanlagen eine Einspeisevergütung für Strom. Derzeit sind in Deutschland mehr als 8000 Biogasanlagen in Betrieb. Von der gesamten Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien hat Strom aus Biomasse derzeit einen Anteil von rund 25 Prozent. Vor allem die Novellierungen des EEG 2004 und 2009 beflügelten den Ausbau der Bioenergieanlagen - insbesondere im Biogasbereich. Grund dafür war die Einführung von verschiedenen Boni, die die Wärmenutzung und Verwendung von Gülle als Einsatzstoff anreizen sollten. Mit der Novellierung des EEG 2012 wurde die Vergütungsstruktur vereinfacht. Zudem wurden Möglichkeiten zur Direktvermarktung eingeführt, mit denen die Anlagen weiter an den Markt herangeführt werden sollten. Mit der verringerten Vergütung für Neuanlagen ab 2012 verlangsamte sich, wie vom Gesetzgeber gewünscht, auch der Anlagenneubau im Bereich der Bioenergie.
 
Wirtschaftlicher Betrieb nur für Kleinstanlagen möglich
 
Mitte des Jahres 2014 wurde das EEG dann erneut novelliert. Für die Bioenergiebranche war diese Novellierung ein drastischer Einschnitt. Sämtliche Boni wurden gestrichen - und die Vergütung so stark abgesenkt, dass ein wirtschaftlicher Betrieb mit den etablierten Anlagenkonzepten im Normalfall nicht mehr möglich ist. Nur Anlagen, die aus Bioabfällen und Kleinstanlagen, die aus Gülle Biogas erzeugen, erhalten eine gesonderte, höhere Vergütung. Für diese Anlagen ist ein wirtschaftlicher Betrieb derzeit noch möglich. Allerdings wird für die sogenannten Güllekleinanlagen seit diesem Jahr die Vergütungshöhe jedes Quartal um ein Prozent abgesenkt, so dass diese Anlagen in wenigen Jahren auch keine auskömmliche Vergütung mehr bekommen.
 
Die Folge: Seit dem Inkrafttreten des EEG 2014 wurden fast ausschließlich Güllekleinanlagen neu errichtet. Der jährliche Zubau von oft mehreren 100 Megawatt installierter Leistung der vergangenen Jahre ist dadurch auf unter 20 Megawatt eingebrochen. Zusätzlich zur Absenkung der Vergütung wurden sogenannte Ausbaupfade für die erneuerbaren Energien definiert. Im Bereich der Bioenergie sollen demnach nur noch maximal 100 Megawatt pro Jahr neu errichtet werden. Damit würde der Anteil des Stroms aus Biomasse im Verhältnis zu den anderen Erneuerbaren zurückfallen.
 
Insgesamt garantiert die EEG eine Förderdauer von 20 Jahren. Für die ersten Anlagen läuft damit im Jahr 2020 die EEG-Förderung aus. Nach Ablauf der Förderung durch das EEG würden die Anlagen für ihren Strom lediglich den Börsenstrompreis von gegenwärtig 3,34 Cent je Kilowattstunde erhalten. Die Stromerzeugungskosten liegen aber selbst bei den günstigsten Bioenergieanlagen deutlich über den Börsenpreisen. Dies trifft übrigens auch für die anderen erneuerbaren Energien wie Windkraft und Solarthermie zu. Strom aus Sonne und Wind ist zwar mittlerweile günstiger als Strom aus Biomasse - aber auch diese Anlagen sind auf die EEG-Vergütung angewiesen. Im Gegensatz zur Bioenergiebranche gibt es bei der Wind-und Solarenergie aber einen weiteren Ausbau.
 
Will der Gesetzgeber die Energiewende erfolgreich gestalten, braucht es zukünftig ein hohes Maß an flexibel bereitgestellter Energie, um die schwankende Einspeisung aus Solar- und Windkraftanlagen auszugleichen. Hier kann neben anderen Optionen wie Großbatteriespeichern oder Pumpspeicherkraftwerken die Bioenergie einen Beitrag leisten. Die meisten Biogasanlagen können schon heute Strom bedarfsgerecht ins Netz einspeisen.
 
Ausschreibungen als Chance für Biogasanlagen
 
Eine Möglichkeit, den Bestand zu erhalten und in ein neues Fördersystem zu überführen, bietet aktuell die generelle Umstellung der EEG-Förderung. Zukünftig muss für die meisten Neuanlagen die Förderberechtigung über eine Ausschreibung erworben werden. Damit sollen die Vergütungshöhen für Strom aus erneuerbaren Energien durch eine Wettbewerbssituation weiter abgesenkt werden. Die Ausschreibungen bieten für Biogasanlagen die Chance, auch nach dem Ende der zwanzigjährigen Förderperiode weiterhin Strom und Wärme aus Biomasse zu produzieren. Dafür müssen jedoch auch Bestandsanlagen für die Ausschreibungen zugelassen werden. Außerdem sollte die enge Begrenzung des Ausbaupfades von 100 Megawatt deutlich erweitert werden, um einen systemrelevanten Beitrag der Bioenergiebranche zu erhalten.
 
Für die Weiterentwicklung des Anlagenbestands in Richtung Flexibilisierung und Effizienzsteigerung sind neben den gesetzlichen Rahmenbedingungen auch Forschungsarbeiten nötig. Nur so können technische Weiterentwicklungen und eine effiziente Integration von Biogasanlagen in das Energiesystem ermöglicht werden. Damit verbunden ist zum Beispiel die Entwicklung von Komponenten für die bedarfsgerechte Bereitstellung - also zum Beispiel die Standfestigkeit von Motoren bei Lastwechsel - oder auch die Fernüberwachung. Das bedingt wiederum eine Entwicklung besserer Sensoren und Regelungssysteme zur Prozessüberwachung. Es gibt also auch künftig noch reichlich Optimierungspotential.
 
Prof. Dr. Michael Nelles ist wissenschaftlicher Geschäftsführer am Deutschen Biomasseforschungszentrum (DBFZ). Prof. Dr. Daniela Thrän ist Leiterin des Departments Bioenergie am Helmholtz-Zentrum UFZ und Bereichsleiterin Bioenergiesysteme am DBFZ, Leipzig. Mattes Scheftelowitz ist ebenfalls am DBFZ tätig.
 
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Von Michael Nelles, Daniela Thrän und Mattes Scheftelowitz

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Power-to-Gas schürt Hoffnungen

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25.05.2016

Power-to-Gas-Anlagen, die überschüssigen Ökostrom in die speicherbaren Gase Wasserstoff und Methan umwandeln, könnten den Ausbau der erneuerbaren Energien erleichtern. Und sie böten eine Chance für die Gasbranche, auf deren Infrastruktur es mehr denn je ankommen würde.
 
Die Bundesregierung hat sich beim Klimaschutz viel vorgenommen. Bis 2050 soll der Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch von derzeit knapp 35 auf 100 Prozent verdreifacht werden. Experten halten sogar ein noch höheres Ausbautempo für nötig. "Wenn es die Bundesregierung mit ihrer auf dem Klimagipfel in Paris getroffenen Verpflichtung ernst meint, die Erderwärmung auf 1,5 Grad Celsius zu begrenzen, muss bis 2050 eine regenerative Vollversorgung auch in den Sektoren Mobilität und Wärme erreicht werden", sagt der Berliner Energieprofessor Volker Quaschning.
 
Die Schwierigkeit wird allerdings darin bestehen, die steigenden Ökostrommengen in den Stromleitungen unterzubringen. Die Produktion von Solar- und Windstrom unterliegt witterungsbedingten Schwankungen und muss an den Bedarf angepasst werden, um die Netzstabilität nicht zu gefährden.
 
Entlastung für das Netz
 
Speicher können das Problem lösen, indem sie Stromüberschüsse aufnehmen und bei Bedarf wieder zur Verfügung stellen. Die Kapazität der deutschen Pumpspeicherkraftwerke reicht jedoch nicht aus, und Batterien sind ungeeignet, um große Strommengen über eine längere Zeit zu speichern. Doch es könnte eine Alternative geben. Denn auch Power-to-Gas-Anlagen können das Netz entlasten.
 
Eine der technisch fortschrittlichsten ihrer Art wurde jüngst in Reußenköge bei Husum fertiggestellt. Immer dann, wenn Windräder in der Umgebung zu viel Strom produzieren, wandelt ein Elektrolyseur mit 200 Kilowatt Leistung die Überschüsse in Wasserstoff um. Das Gas wird in Tanks gespeichert; die bei der Elektrolyse entstehende Wärme ins Fernwärmenetz eingespeist. Steigt der Strombedarf wieder, wird der Wasserstoff in einer angeschlossenen Biogasanlage wieder verbrannt. Ab 2017 will die Betreiberfirma GP Joule den Pilotstatus beenden und große Industrieanlagen im Megawattmaßstab anbieten.
 
Die Technik könnte eine wichtige Rolle spielen, denn der Wasserstoff lässt sich nicht nur im Stromsektor einsetzen. Er bietet sich auch als Rohstoff für die Chemieindustrie oder als Sprit für Brennstoffzellenfahrzeuge an. Oder er kann in Methan umgewandelt und in das Erdgasnetz eingespeist werden, das Heizungen, Kraftwerke und Tankstellen versorgt.
 
Nicht nur die Energiewende könnte von Power-to-Gas profitieren - weil Haushalte dank effizienterer Wärmedämmung und Technologien wie Wärmepumpen und Sonnenkollektoren immer weniger Gas zum Heizen benötigen, droht der Absatz fossiler Brennstoffe langfristig zu sinken. Über Power-to-Gas könnte die Gasinfrastruktur inklusive Erdgasnetz und Gasspeicher auch weiterhin ausgelastet werden. Viele Firmen der Gasbranche beteiligen sich daher an Power-to-Gas-Projekten, die derzeit aufgelegt werden.
 
Allerdings bestehen noch viele technische Fragen. Durch die volatile Ökostromproduktion müssen die Anlagen auf ständige Lastwechsel reagieren. Die herkömmlichen alkalischen Elektrolyseure eignen sich hierfür kaum, da sie für einen relativ konstanten Lastbereich ausgelegt sind. Neuartige PEM-Elektrolyseure (PEM steht für Polymer Electrolyte Membrane) können Schwankungen schneller folgen. Beim PEM-Verfahren wird statt Alkalilauge destilliertes Wasser als Elektrolyt verwendet und über eine spezielle, protonenleitende Membran durch Strom in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten - das geschieht dank der sehr guten Leitfähigkeit der Membran in Millisekunden.
 
Für den großtechnischen Einsatz müssen die Anlagen aber noch kompakter und langlebiger werden. Ein weiteres Manko ist ihre Effizienz. Elektrolyseure wandeln Strom mit einem Wirkungsgrad von maximal 80 Prozent in Wasserstoff um. Schaltet man die Methanisierung nach, fällt der Wert auf 50 Prozent. Wird am Ende wieder elektrische Energie erzeugt, sinkt die Effizienz auf weniger als 40 Prozent.
 
Außerdem funktioniert die Methanisierung nur mit Kohlendioxid (CO2), das mit Wasserstoff in Methan und Wasser umgewandelt wird. Bei einigen Pilotprojekten wird das CO2 noch in Flaschen angeliefert. Doch industrielle Anlagen bräuchten künftig größere Mengen. Das CO2 aus Kohlekraftwerken zu verwenden ist aus ökologischen Gründen keine Option. Erwogen wird deshalb, das Gas direkt vor Ort mit Adsorptionsanlagen aus der Luft zu filtern. Doch auch dieses Verfahren ist noch nicht ausgereift.
 
Trotz der Hürden glauben die Experten an einen Erfolg von Power-to-Gas. Es gebe großes Entwicklungspotential, sagt der Chemiker Michael Specht vom Forschungsinstitut ZSW in Stuttgart. So seien bei der Elektrolyse und den erneuerbaren Energien noch deutliche technische Fortschritte zu erwarten. Abgesehen davon lässt sich der Gesamtwirkungsgrad von Power-to-Gas durch geschickte Anlagenkonfiguration deutlich erhöhen. Wird zum Beispiel die Abwärme der Elektrolyse und der Methanisierung als Fernwärme genutzt, steigt die Effizienz.
 
Um das Potential von Power-to-Gas zu heben, erproben Industrie und Forschung die Technik in zahlreichen Projekten. GP-Joule-Tochter H-Tec entwickelt derzeit eine PEM-Elektrolyse-Einheit mit einem Megawatt Leistung. Diese sei kaum größer als die in der Pilotanlage in Reußenköge eingesetzten Fünf-Megawatt-Stacks, erreiche aber die 200fache Leistung, erklärt Firmensprecher Timo Bovi.
 
Investoren gesucht
 
Die Firma Sunfire aus Dresden geht noch einen Schritt weiter und prozessiert Wasserstoff zu Kohlenwasserstoff, einem Kraftstoff. Ihr Verfahren: Nach der Elektrolyse wird ein Teil des Wasserstoffs mit CO2, das von außen zugeführt wird, zu Kohlenmonoxid (CO) reduziert. Dieses wird mit dem restlichen Wasserstoff vermischt und bildet die Basis für das sogenannte Fischer-Tropsch-Verfahren, bei dem schließlich das energiereiche Blue Crude entsteht. Es sei sehr hochwertig und könne fast ohne CO2-Emissionen hergestellt werden, heißt es bei Sunfire.
 
Der Nachteil: Die aufwendige Produktion treibt die Kosten in die Höhe. Mit einem bis 1,20 Euro pro Liter ist Blue Crude derzeit noch fast doppelt so teuer wie Rohdiesel. Damit steht Sunfire vor dem gleichen Problem wie alle Power-to-Gas-Akteure: Die Technik ist vielversprechend, aber noch nicht konkurrenzfähig. Um die Kosten weiter senken zu können, wären Investitionen in neue und größere Anlagen notwendig. Die Frage ist nur: Wann steigen Investoren ein?

Von Sascha Rentzing

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C.A.T. oil AG heißt künftig Petro Welt Technologies AG

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Wien, 25.05.2016

Der börsennotierte österreichische Ölfeldausrüster C.A.T. oil AG soll künftig Petro Welt Technologies AG heißen. Das wollen der Vorstand und der Aufsichtsrat des Unternehmens den Aktionären bei der kommenden Hauptversammlung am 17. Juni in Wien vorschlagen.

Ein seit längerem anhängiger Rechtsstreit mit dem Baumaschinenhersteller Caterpillar über den Namensbestandteil "CAT" sei mit einem Vergleich beendet worden, der nun vor der Unterzeichnung stehe, teilte C.A.T. oil mit.

Mit dem neuen Namen würden die unternehmerische Ausrichtung auf technologische Dienstleistungen im Bereich Öl und Gas sowie die globale Ausrichtung verdeutlicht, heißt es in der Aussendung. Zugleich weise der Name auf den Sitz und Börsenplatz im deutschsprachigen Raum hin.

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Ölkonzern Shell beschleunigt Stellenabbau

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London, 25.05.2016

Der britisch-niederländische Ölkonzern Royal Dutch Shell plant den Abbau zusätzlicher Stellen. Weitere 2.200 Jobs würden bis Ende des Jahres gestrichen, teilte Shell mit. Dadurch erhöht sich die Zahl der eingesparten Arbeitsplätze auf 12.500.

"Dies sind schwere Zeiten für unsere Industrie", sagte Shell-Manager Paul Goodfellow laut Mitteilung. Die Einschnitte seien aber unumgänglich, denn Shell müsse wettbewerbsfähig bleiben.

Die gesamte Ölindustrie ächzt unter niedrigeren Ölpreisen. Bei Shell war der Gewinn im vergangenen Jahr dadurch um fast 90 Prozent eingebrochen. Der Konzern muss derzeit zudem die Übernahme des Konkurrenten BG Group verdauen.

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Putin gibt Öltransport vom "Arktischen Tor" frei

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Moskau, 25.05.2016

Russland hat ein erstes Tankschiff mit Öl vom neuen eisfreien Terminal auf der Jamal-Halbinsel auf den Weg geschickt. In einer Videoschaltung zum Terminal "Arktisches Tor" jenseits des Polarkreises gab Präsident Wladimir Putin in Moskau den Startschuss für den Transport, wie die Agentur Tass meldete.

Das "Arktische Tor" mit einer Jahresleistung von rund 8,5 Millionen Tonnen - das erste eisfreie Terminal in der Arktis - soll ununterbrochene Öllieferungen ermöglichen. Die Gazprom-Öltochter Gazprom Neft hatte rund 2,5 Milliarden Euro in die Anlage investiert.

Das Öl fließt vom Feld Nowoportowskoje, das etwa 250 Kilometer nördlich der Stadt Nadym liegt und somit weit von vorhandenen Leitungen entfernt ist. Feld und Terminal sind mit einer 10,5 Kilometer langen Pipeline verbunden. Experten zufolge betragen die Reserven des Feldes 250 Millionen Tonnen Öl und Gaskondensat sowie rund 320 Milliarden Kubikmeter Gas. Neues Rohöl der Marke Novy Port hat im Vergleich zur bekannten russischen Marke Urals einen geringeren Schwefelgehalt.

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EU-weite Anerkennung von AMA-Siegel bei Biokraftstoffen fix

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Wien, 25.05.2016

Rohstoffe für die Biokraftstoffproduktion müssen laut EU-Richtlinie seit September 2010 einen Nachhaltigkeitsnachweis vorweisen. Die Gültigkeit des entsprechenden AMA-Siegels wurde von der EU-Kommission 2012 aber auf den österreichischen Markt beschränkt, was den Export von Ölsaaten und Bioethanol erschwerte. Nun kam eine Lösung zustande, die AMA-zertifizierten Waren werden EU-weit anerkannt.

"Nach jahrelangen Verhandlungen konnte nun vor kurzem mit der EU-Kommission eine Einigung erzielt werden, die mit Anfang Juni umgesetzt wird", so Hermann Schultes, Präsident der LK Österreich, in einer Presseaussendung.

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EVN beschleunigte Gewinnanstieg im zweiten Quartal

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Wien/Maria Enzersdorf, 25.05.2016

Der niederösterreichische Energieversorger EVN hat im ersten Geschäftshalbjahr 2015/16 das Konzernergebnis kräftiger gesteigert als nach den ersten drei Monaten. Der Umsatz lag wegen der vergleichsweise milden Temperaturen aber etwas tiefer. Für das Gesamtjahr rechnet die EVN mit einem weitgehend stabilen Konzerngewinn.

Von Oktober bis März lag das Konzernergebnis mit 189,9 Mio. Euro um 14,8 Prozent höher als im gleichen Vorjahreszeitraum, wie das Unternehmen bekanntgab. Der Umsatz ging um 2,3 Prozent auf 1,197 Mrd. Euro zurück. Dennoch steigerte die EVN die operative Kenngröße EBITDA um 10,0 Prozent auf 422,4 Mio. Euro und das EBIT um 22,4 Prozent auf 290,7 Mio. Euro. Die EBITDA-Marge verbesserte sich auf 35,3 (31,4) Prozent und die EBIT-Marge auf 24,3 (19,4) Prozent. Das Vorsteuerergebnis betrug 251,1 Mio. (+16,6 Prozent).

Der Ergebnisanteil der "at equity" einbezogenen operativen Firmen sank um 6,4 Mio. bzw. 6,1 Prozent auf 98,8 Mio. Euro. Einem besseren Vertriebsergebnis in Österreich sei vor allem ein Ergebnisrückgang bei der Tochter Rohöl-Aufsuchungs AG (RAG) gegenübergestanden. Das Finanzergebnis lag mit minus 39,5 Mio. Euro um 17,5 Mio. Euro bzw. 79,3 Prozent unter Vorjahr - primär wegen des negativen Ergebnisbeitrags der WEEV Beteiligungs GmbH infolge der Wertminderung der von dieser gehaltenen Verbund-Aktien. Von der RAG kamen diesmal 19,8 (38,7) Mio. Euro Ergebnisbeitrag, seitens der WEEV minus 5,0 (nach 0,7) Mio. Euro. Die Nettoverschuldung der EVN sank gegenüber dem Stichtag 30. 9. um 6,7 Prozent auf 1,149 Mrd. Euro, das Gearing ging auf 42,8 (47,5) Prozent zurück.

Anstieg der Stromerzeugung

Die Stromerzeugung der EVN lag im gesamten ersten Halbjahr 2015/16 mit 3.363 GWh um 14,6 Prozent höher als ein Jahr vorher, im zweiten Geschäftsquartal betrug das Plus dabei 10,0 Prozent. Grund für den Anstieg der Stromerzeugung im ersten Halbjahr war der Einsatz kalorischer Kraftwerke für die Lieferung von Ausgleichsenergie und für das Engpassmanagement. Auch im Sommer 2016 und 2017 werden thermische Blöcke zur Netzstabilisierung in Österreich auf vertraglicher Basis bei Bedarf eingesetzt. Ebenso gilt der Vertrag zur Bereitstellung von Reservekapazitäten für Süddeutschland auch für die kommenden zwei Winterhalbjahre.

Der Stromverkauf an Endkunden ging um 3,1 Prozent auf 10.239 GWh zurück, der Gasverkauf an Endkunden sank um 2,5 Prozent auf 4.129 GWh. Der Wärmeabsatz an Endkunden wuchs um 2,1 Prozent auf 1.432 GWh.

Bei den leicht geringeren Umsätzen hätten gesteigerte Erlöse aus der Vermarktung des eigenerzeugten Stroms sowie aus dem nö. Netzgeschäft die geringeren Erlöse aus dem Erdgashandel sowie einen durch den milden Winter bedingten Mengenrückgang in Südosteuropa - der durch tiefere Preise noch verstärkt worden sei - nicht ausgeglichen, so die EVN im Halbjahresbericht.

Der Mitarbeiterstand lag im Berichtszeitraum mit im Schnitt 6.837 um 3,0 Prozent oder 211 Personen niedriger als ein Jahr davor (7.048). Grund seien kontinuierliche Reorganisations- und Optimierungsmaßnahmen.

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Burgenland Holding im 1. Halbjahr mit etwas mehr Gewinn

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Wien/Eisenstadt, 25.05.2016

Weil die Energie Burgenland eine höhere Dividende ausgeschüttet hat, hat die börsennotierte Burgenland Holding, der 49 Prozent am Energieversorger gehören, im ersten Halbjahr 2015/16 einen höheren Gewinn ausgewiesen. Das Periodenergebnis belief sich per Ende März auf 9,2 Mio. nach 8,2 Mio. Euro, das Betriebsergebnis war noch negativ, verbesserte sich aber von -207.000 auf -118.000 Euro.

Für das Gesamtjahr rechnet das Management der Burgenland Holding mit einem "deutlich" besseren Jahresergebnis. Die Energiebeteiligung hatte um 5 Cent mehr, nämlich 2,75 Euro je Aktie, ausgeschüttet. Die Beteiligungserträge der Burgenland Holding wuchsen so um im ersten Halbjahr 2015/16 um 12 Prozent auf 9,3 Mio. Euro.

Die Energie Burgenland wiederum hat im ersten Quartal 2015/16 weniger erlöst, weil die Windkraftproduktion witterungsbedingt zurückging. Der Umsatz schrumpfte um 4,4 Prozent auf 85,2 Mio. Euro. Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit (EGT) verbesserte sich jedoch um knapp 46 Prozent auf 12,8 Mio. Euro. Die Energie Burgenland hat in den kalten Monaten mehr Strom, aber weniger Gas verkauft, wie aus dem Geschäftsbericht der Burgenland Holding hervorgeht.

Die Burgenland Holding gehört zu fast 74 Prozent der niederösterreichischen EVN, 10 Prozent hält der Verbund, 6,6 Prozent die Wien Energie und der Rest (knapp 10 Prozent) ist im Streubesitz.

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SBO-Chef Grohmann: Der Abschwung geht weiter

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Wien/Ternitz, 25.05.2016

Der Ölfeldausrüster Schoeller-Bleckmann (SBO) hat im ersten Quartal 15 Mio. Euro Verlust geschrieben, Umsatz und Auftragseingänge sind stark eingebrochen. Auch in den nächsten Quartalen "werden die Zahlen in dieser Größenordnung sein", sagte SBO-Chef Gerald Grohmann zur APA. "Es ist auch nicht auszuschließen, dass das eine oder andere Quartal noch einen Zacken runtergeht."

Allein im Laufe des ersten Quartals 2016 sei die Anzahl der Bohranlagen weltweit neuerlich um ein Fünftel gesunken - damit betrage der Rückgang seit Oktober 2014 fast 60 Prozent, in Nordamerika sogar fast 80 Prozent. "Es wird erwartet, dass die Ölindustrie ihre Investitionen heuer noch einmal reduziert. Die Explorations- und Produktionsinvestitionen sind im vorigen Jahr schon um rund 30 Prozent zurückgefahren worden, heuer rechnet man mit weiteren 25 Prozent", sagte Grohmann. "Derzeit wird vor allem in die Erhaltung der bestehenden Produktion investiert."

Der Auftragseingang sei im ersten Quartal um 28,8 Prozent auf 40,6 Mio. Euro zurückgegangen, der Auftragsstand lag Ende des ersten Quartals bei 28,3 Mio. Euro (nach 91,7 Mio. Euro per Ende März 2015). Der Umsatz der SBO hat sich gegenüber dem Vergleichsquartal des Vorjahres auf 46,8 Mio. Euro mehr als halbiert.

Das Ergebnis der SBO vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) war im ersten Quartal mit 4,8 Mio. Euro negativ, nach einem EBITDA von 29 Mio. Euro im Vergleichsquartal des Vorjahres. Das operative Ergebnis (EBIT) drehte im Jahresabstand von 16,1 Mio. Euro auf 16,9 Mio. Euro ins Minus. Dennoch habe man einen positiven Free Cashflow von 3,8 Mio. Euro erzielt, betonte Grohmann.

Erholung am Ölmarkt erwartet

Seiner Ansicht nach verdichten sich unterdessen die Anzeichen für eine Erholung am Ölmarkt. Die Überversorgung werde im Laufe des zweiten Halbjahres abnehmen, die Investitionskürzungen hätten in Nordamerika und anderen Nicht-OPEC-Ländern bereits zu einem Rückgang der Produktion geführt. Die OPEC produziere weitgehend am Maximum, das Gleiche gelte für Russland. "Die zweite gute Nachricht ist, dass die Nachfrage nach Öl gestiegen ist, im ersten Quartal sogar ein bisschen besser als erwartet. Die IEA ist davon ausgegangen, dass die tägliche Nachfrage im Jahr 2016 um 1,2 Mio. Barrel steigt, und allein im ersten Quartal ist sie um 1,4 Mio. Barrel im Vergleich zum Vorjahresquartal gestiegen."

Es sei also nur eine Frage der Zeit, bis Angebot und Nachfrage wieder ausbalanciert seien, meint Grohmann. Bis zum Aufschwung werde man durch kleinere Restrukturierungen weiter Kosten reduzieren, aber "wir haben nicht vor, Unternehmensanteile zu verkaufen".

Der Mitarbeiter-Abbau werde jetzt aber "stark verlangsamt vor sich gehen, weil wir in vielen Bereichen schon die Kernmannschaft haben". Im ersten Quartal habe es sogar einen Mitarbeiter-Zuwachs durch den Zukauf der texanischen Downhole Technology LLC mit rund 150 Mitarbeitern gegeben. Stellenkürzungen in Österreich soll es "definitiv nicht" geben, betonte Grohmann, "da wir da ja seit Februar Kurzarbeit haben". Daneben hat SBO ein Überstunden-Ansparmodell, das es ermöglich, in guten Zeiten angesparte Überstunden in schlechteren Zeiten abzubauen.

Downhole Technolgy schreibt Gewinne

Die am 1. April 2016 um 103 Mio. Dollar zu 68 Prozent übernommene Downhole Technolgy schreibe Gewinne, obwohl sie ausschließlich in Nordamerika tätig sei, sagte Grohmann. "Das ist gut in Zeiten wie diesen. Und wir gehen davon aus, dass Nordamerika auch der Markt sein wird, der als erster wieder anzieht - aber wann das ist, kann ich Ihnen leider nicht sagen."

Bezahlt habe man die Akquisitionen aus eigenen liquiden Mitteln, und es sei noch genug Geld da, sagt Grohmann. "Wir haben vor der Akquisition am 31. März liquide Mittel in Höhe von 225 Mio. Euro gehabt, und wir haben nach der Akquisition immer noch liquide Mittel in Höhe von 135 Mio. Euro. Das langt jedenfalls, den Downturn gut zu überstehen, egal, wie lang er dauert. Es würde sogar langen, noch da oder dort eine kleinere Akquisition zu machen, wenn sich eine Chance bietet. Aber eines ist klar: Wir werden im Downturn keine Akquisition in gleicher Größenordnung machen, das wäre unklug."

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Öl- und Gasförderung in Österreich schrumpfte 2015

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Wien, 24.05.2016

In Österreich ist die Erdöl- und Gasförderung voriges Jahr leicht zurückgegangen, bei der EVN-Tochter Rohöl-Aufsuchungs AG stärker als bei der OMV. Die gesamte Ölgewinnung sank um 4,1 Prozent auf 905.932 Tonnen, und die Naturgasförderung gab um 4,3 Prozent auf 1,182 Mrd. m3 nach, wie die Geologische Bundesanstalt bekannt gab.

87 Prozent der Ölförderung in Österreich hat voriges Jahr die OMV bestritten, die restlichen 13 Prozent die RAG. Bei Erdgas stammten 81 Prozent von der OMV und 19 Prozent von RAG.

Bei Erdöl (inkl. Flüssiggas/NGL) verringerte sich die heimische OMV-Produktion 2015 um 2,5 Prozent auf 789.516 t, bei der RAG ging sie um 14,0 Prozent auf 116.416 t zurück. Bei Erdgas schrumpfte das OMV-Volumen um 3,7 Prozent auf 961,2 Mio. m3, während die RAG-Menge um 6,6 Prozent auf 220,8 Mio. m3 nachgab.

Bei Neuaufschluss- und Erweiterungsbohrungen haben OMV und RAG im Vorjahr in Österreich zwei Öl- und zwei Gasfunde getätigt und bei Produktionsbohrungen sieben Mal Öl und einmal Gas gefunden, teilte die Bundesanstalt zur Erdöl- und Erdgasstatistik 2015 weiter mit.

Welt-Ölförderung auf Rekordniveau

Weltweit wurden voriges Jahr im Schnitt circa 78,2 Mio. Fass/Tag (oder 3,9 Mrd. t) Erdöl inkl. Kondensate gefördert, wird auf das "Oil & Gas Journal" von Dezember 2015 verwiesen. Die Welt-Ölförderung stieg demgemäß um 2,6 Prozent - ein etwas kräftigerer Anstieg als 2014 und der bisher höchste Wert aller Zeiten.

Dabei wurde in den OPEC-Ländern der genannten Quelle zufolge ein Förderanstieg um 3,2 Prozent auf 31,2 Mio. Fass täglich verzeichnet (39,9 Prozent der globalen Förderung), während die Nicht-OPEC-Staaten ihre Öl-Ausbringung um 2,2 Prozent auf 46,9 Mio. Barrel pro Tag steigerten (60,1 Prozent Weltanteil). Die in der BP Statistical Review of World Energy Mitte des Folgejahres publizierten Produktionszahlen liegen üblicherweise um bis zu 10 Prozent darüber, Statistiken der OPEC setzen die Welt-Ölförderung noch höher an, so die Bundesanstalt.

Per Ende 2015 galten weltweit Ölvorräte für 61 Jahre (inkl. Ölsande und Schweröle) als "sicher" bzw. "wahrscheinlich", bei Gas für 57 Jahre. Die "geschätzten zusätzlichen Ressourcen" gehen noch weit darüber hinaus.

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IWO sieht Potenzial für Effizienzsteigerung bei Ölheizungen

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Wien, 24.05.2016

Bei Ölheizungen in Österreich gibt es noch großes Potenzial beim Energiesparen und der Steigerung der Energieeffizienz durch den Tausch von alten Ölkesseln durch neue Brennwertgeräte, so Martin Reichard, Geschäftsführer des die Brancheninteressen vertretenden Instituts für Wärme und Öltechnik (IWO). Die Modernisierung von Ölheizungen wird von der Mineralölwirtschaft gefördert.

Insgesamt heizen in Österreich rund 800.000 Haushalte mit Öl. "Davon sollen sich rund die Hälfte Gedanken machen, ihren Ölkessel zu erneuern", sagte Reichard zur APA. Damit könnten bis zu 40 Prozent des Energieeinsatzes eingespart werden - je nach Alter des ausgetauschten Ölkessels. Im Durchschnitt liege die Einsparung bei rund einem Drittel.

53 Prozent der erneuerten Ölkessel sparen laut Daten der "Heizen mit Öl GmbH" mehr als 30 Prozent Energie ein. Weiters komme es bei einer Umstellung auf Brennwerttechnologie neben einer CO2-Reduktion zu einer geringeren Emission von Feinstaub und Stickoxiden. Für einen solchen Gerätetausch gibt es auch Förderungen von der Mineralölwirtschaft - ohne öffentliche Mittel, betont Reichard.

Förderung für Kesseltausch

Für den Kesseltausch in Ein- und Zweifamilienhäusern beträgt die Förderung der Heizen mit ÖL GmbH aktuell bis zu 2.500 Euro, bei Mehrfamilienhäusern (drei bis zehn Wohneinheiten) bis zu 3.000 und beim großvolumigen Wohnbau ab 11 Wohneinheiten ab 5.000 Euro. Für die Förderaktion stehen jährlich 13 bis 14 Mio. Euro zur Verfügung. Pro Jahr werden 5.000 bis 6.000 Projekte gefördert. Der größte Teil der Ölkessel stamme aus den 1980er Jahren, 15 Prozent seien jünger als 20 Jahre.

Ein Wechsel des Heizungssystems sei extrem aufwendig und teuer, es sei sinnvoller beim bestehenden Energieträger zu bleiben und diesen möglichst effizient einzusetzen, so Reichard. Kostenseitig seien beim Heizen drei Bereiche wichtig, die laufenden Kosten, die Investitionskosten und betriebsgebundene Kosten wie etwa für Service oder den Rauchfangkehrer. Die Förderaktion sei ein Anreiz für Ölheizungsbesitzer, ihr Heizsystem auf einen besseren technologischen Stand zu bringen. Es gehe vor allem um bestehende Heizsyseme, im Neubau seien Ölheizungen kein großes Thema mehr.

Gegen Verbote

Reichard spricht sich gegen Verbote aus: "Es sollte jeder die Möglichkeit haben, sich frei zu entscheiden." Er appelliert an die Ölheizungsbesitzer, die Heizkessel zu erneuern und an die Politik "uns doch machen zu lassen". Wenn jemand eine Ölheizung haben wolle, habe das meist auch Gründe, etwa die Bequemlichkeit oder auch das Fehlen von Alternativen.

Die Förderaktion läuft seit dem Jahr 2009. Bisher wurden rund 100 Mio. Euro an Förderungen ausgezahlt. Das zwischen Mineralölwirtschaft und Bund vereinbarte Einsparungsziel von 2.100 Gigawattstunden (Wh) im Zeitraum 2009 bis 2016 werde man erreichen, so Reichard.

Der Energieträger Heizöl trage zum Steueraufkommen des Raumwärmemarkts wesentlich bei: Insgesamt mache es pro Jahr bis zu 1 Mrd. Euro aus, davon entfielen rund 470 Mio. Euro auf Heizöl. Der Anteil von Öl am Energieverbrauch beim Räumwärmemarkt lag laut Daten der "Heizen mit Öl GmbH" im Jahr 2013 bei 15,9 Prozent. Den größten Anteil der insgesamt rund 1.120 GWh hatten Erneuerbare Energieträger (30,3 Prozent), gefolgt von Gas (24 Prozent) und Fernwärme (21 Prozent).

Das IWO-Österreich ist ein Verein und versteht sich als zentrale Informations- und Beratungseinrichtung der österreichischen Mineralölwirtschaft. Mitglieder sind Unternehmen aus den Bereichen Mineralölindustrie, Energiehandel, Kesselindustrie, Installationsunternehmen, Wirtschaftskammern, Tankhersteller und Kaminwerke.

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Französische Polizei räumte Treibstofflager-Blockade

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Marseille, 24.05.2016

Französische Sicherheitskräfte haben die Blockaden vor der Raffinerie und dem Treibstoffdepot von Esso im südfranzösischen Fos-sur-Mer geräumt. Sie stießen dabei auf erheblichen Widerstand von rund 200 Anhängern der kommunistischen Gewerkschaft CGT. Mit der Besetzung von Raffinerien und Treibstofflagern protestieren radikale Gewerkschafter gegen die von der Regierung geplante Arbeitsmarktreform.

Am Montag waren sechs der acht Raffinerien des Landes betroffen, als eine Folge ging vielen Tankstellen der Sprit aus. 20 Prozent der Tankstellen waren nach Angaben des Verkehrsstaatssekretärs Alain Vidalies geschlossen oder hatten große Versorgungsschwierigkeiten. Premierminister Manuel Valls hatte angekündigt, die Blockaden wegräumen zu lassen.

Hunderte Mitglieder der CGT hatten in der Nacht auf Montag damit begonnen, die Zufahrt zur Raffinerie in Fos-sur-Mer am Mittelmeer mit alten Reifen und Holzpaletten zu blockieren. Ein Teil von ihnen wehrte sich heftig gegen die Räumung, sie setzten laut Polizei Reifen und Paletten in Brand und schleuderten Wurfgeschoße gegen die Sicherheitskräfte. Diese setzten Tränengas ein. Der Funktionär Emmanuel Lépine der Gewerkschaft CGT warf den Behörden gewaltsames Vorgehen vor und sagte, das seien beinahe "Kriegsszenen".

Die Regierung will die geplanten Arbeitsrechtsmaßnahmen gegen massiven Widerstand durchsetzen. Präsident Francois Hollande hat wiederholt bekräftigt, dass er daran festhalten werde. Vorgesehen sind unter anderem eine Lockerung des Kündigungsschutzes und eine Aufweichung der 35-Stunden-Woche, um die hohe Arbeitslosigkeit zu bekämpfen.

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China baut erstes Atomkraftwerk des Sudan

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Peking, 24.05.2016

China baut der amtlichen Nachrichtenagentur Xinhua zufolge das erste Atomkraftwerk des Sudan. Ein Rahmenabkommen dafür sei unterzeichnet worden, berichtete Xinhua. Welcher Reaktor-Typ in dem afrikanischen Land zum Einsatz kommen soll, wurde nicht mitgeteilt. China versucht derzeit aber, seine Eigenentwicklung Hualong 1 an andere Länder zu verkaufen.

Über das Volumen des Auftrags wurde zunächst nichts bekannt. China hat mit zahlreichen Ländern schon Verträge zum Bau von Kernkraftwerken unterzeichnet, darunter Rumänien, Saudi Arabien, Argentinien und Kenia.

APA/ag
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Zweite Erdgas-Pipeline durch Ostsee ist auf Schiene

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Lubmin/Zug, 24.05.2016

Unbeeindruckt von den politischen Spannungen zwischen Russland und der EU treibt das Nord-Stream-2-Konsortium seine Planungen für den Bau einer zweiten Erdgas-Pipeline durch die Ostsee voran. Die Trasse, die weitgehend parallel zur bereits bestehenden Nord-Stream-Pipeline verläuft, soll nach Planungen des Firmenkonsortiums Ende 2019 in Betrieb gehen.

"Wir verfolgen einen ambitionierten Zeitplan", sagte der Nord-Stream-2-Manager Reinhard Ontyd der Deutschen Presse-Agentur. Ontyd zeigte sich zuversichtlich, dass die Pipeline im vorgegebenen Rahmen verwirklicht werden kann. "Das Risiko für die Genehmigung des Nord-Stream-2-Projektes ist geringer als das Risiko bei der ersten Trasse." Mit dem Bau von Nord Stream 1 lägen nämlich Erfahrungen vor, an denen man sich in der Antragsphase orientieren könne. Als reines Infrastrukturprojekt sei die Pipeline von den Sanktionen der EU gegen Russland nicht betroffen, sagte das Mitglied der Nord-Stream-2-Geschäftsführung.

Nord Stream 1 transportiert seit 2011 Erdgas des Staatsmonopolisten Gazprom vom russischen Wyborg durch die Ostsee ins deutsche Lubmin. Seitdem flossen mehr als 120 Milliarden Kubikmeter Erdgas nach Europa.

Das Nord-Stream-2-Konsortium will Anfang 2017 die Antragsunterlagen für die Genehmigung bei den nationalen Behörden der beteiligten fünf Länder einreichen. An dem Konsortium sind der russische Energieriese Gazprom mit 50 Prozent und die westeuropäischen Energieunternehmen BASF/Wintershall, Engie, Uniper, OMV und Shell mit jeweils zehn Prozent beteiligt. Die Kosten für den Bau des 1200 Kilometer langen Doppelstranges werden auf 8 Mrd. Euro geschätzt.

APA/dpa
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Expo 2017: Vertrag für Teilnahme Österreichs fixiert

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Wien, 24.05.2016

In knapp einem Jahr fällt der Startschuss für die Weltausstellung in Kasachstan. Diese läuft ganz unter dem Motto "Future Energy", wodurch sich die österreichische Wirtschaft große Chancen ausrechnet. Der Vertrag für die Teilnahme Österreichs an der Expo ist nun unter Dach und Fach. Am Herzstück der Ausstellung in der kasachischen Hauptstadt Astana baut auch ein heimisches Solar-Unternehmen mit.

Der Vertrag über die Teilnahme an der Expo 2017 wurde vor kurzem im Wirtschaftsministerium unterzeichnet, der Österreich-Auftritt wird mit 4,8 Mio. Euro budgetiert. Österreich nimmt bei der "grünen Energie" eine Führungsrolle ein, so Experten. "Öko-Innovationen 'Made in Austria' sind weltweit anerkannt", betont Wirtschaftsminister Reinhold Mitterlehner (ÖVP) in einer Aussendung zur Expo. Die Unternehmen könnten im Rahmen der Weltausstellung ihre Qualität bei Erneuerbaren Energien, Energieeffizienz, Umwelttechnologie und im Infrastrukturbereich präsentieren.

Einstweilen wird das Photovoltaik-Dach des Hauptgebäudes, der "kasachische Pavillon", von einem heimischen Solarunternehmen gebaut. Die 1.500 Quadratmeter umfassende solartechnische Ausstattung des Hauptgebäudes soll von der Amstettner Firma Ertex Solar hergestellt werden, schreibt die "NÖN". Der Auftrag für die Expo 2017 sei der derzeit Größte eines österreichischen Solartechnik-Unternehmens im Ausland. "Man kann das Auftragsvolumen mit knapp einer halben Million Euro beziffern", so das Unternehmen zur APA.

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Energiepreise für Haushalte im April gesunken

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Wien, 23.05.2016

Die Energiepreise für die Haushalte lagen im April 2016 um 7,7 Prozent unter dem Vorjahreswert. Verbilligt haben sich vor allem Treibstoffe und Heizöl, geht aus dem von der Österreichischen Energieagentur berechneten Energiepreisindex (EPI) hervor. Gegenüber dem Vormonat März stiegen die Preise für Haushaltsenergie aber um 1,1 Prozent, wofür eine Verteuerung beim Sprit ausschlaggebend war.

Der Energiepreisindex lag im April auf einem Viermonatshoch. Zum Vergleich: Der Verbraucherpreisindex (VPI) stieg im April im Jahresvergleich um 0,5 Prozent und war im Monatsvergleich unverändert.

Die Spritpreise sanken im April 2016 im Vergleich zu April 2015 um 13,6 Prozent. Dabei verbilligte sich Superbenzin um 12 Prozent und Diesel um 14,7 Prozent. Heizöl war um 24,2 Prozent günstiger und lag damit trotz einer Verteuerung in den letzten beiden Monaten noch immer auf dem niedrigsten Stand seit 2009.

Im Vergleich zum Vormonat März stiegen die Treibstoffpreise um 2,7 Prozent und verbuchten damit den stärksten Anstieg im Monatsvergleich seit März 2015, so die Energieagentur. Dabei verteuerte sich Superbenzin um 4,1 Prozent (März: +0,2 Prozent) und Diesel um 1,7 Prozent (März: +2,8 Prozent). Der Heizölpreis stieg um ein Prozent und damit deutlich schwächer als im März mit 6,3 Prozent.

Der durchschnittliche Preis für Superbenzin und Diesel lag laut Berechnungen der Energieagentur im April Preis bei 1,10 Euro bzw. 0,99 Euro je Liter. Im Vergleich zum Durchschnitt der EU-28 war der Preis für Superbenzin um 14,5 Prozent niedriger und für Diesel um 8,8 Prozent.

Fernwärme war im April und 0,8 Prozent billiger als vor einem Jahr, Gas um 0,2 Prozent. Der Fernwärmepreis lag auf dem niedrigsten Stand seit August 2014. Strom verteuerte sich um 1,1 Prozent. Feste Brennstoffe verteuerten sich im Jahresabstand leicht um 0,1 Prozent. Dabei stiegen die Preise für Holzbriketts und Brennholz um 1,2 Prozent bzw. 0,4 Prozent. Holzpellets verbilligten sich um 3 Prozent.

Im Vergleich zum Vormonat März sank der Strompreis um 0,1 Prozent. Fernwärme verbilligte sich um 0,2 Prozent. Bei festen Brennstoffen insgesamt gab es einen Rückgang um 1,1 Prozent. Dabei verbilligten sich Holzpellets um 3 Prozent und Holzbriketts um 1 Prozent. Der Brennholzpreis sank um 0,9 Prozent. Der Gaspreis blieb unverändert.

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Deutlich mehr Kunden wechselten Strom- und Gas-Lieferanten

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Wien, 23.05.2016

In Österreich haben sich im ersten Quartal deutlich mehr Kunden einen neuen Energielieferanten ausgesucht. Laut Regulator E-Control wechselten rund 72.200 Haushalte in den ersten drei Monaten ihren Strom- oder Gaslieferanten, voriges Jahr waren es im gleichen Zeitraum etwa 43.200 gewesen. Bei den Haushalten betrug die Wechselrate heuer bei Strom 1,2 Prozent und bei Gas 1,5 Prozent.

Bis März wechselten gut 53.600 Haushalte ihren Stromanbieter, den Gaslieferanten mehr als 18.600 Haushalten. Derzeit spare sich ein durchschnittlicher Haushalt bei einem Wechsel vom angestammten Vorsorger zum günstigsten Strom- und Gaslieferanten zwischen 500 und 850 Euro inklusive Wechselrabatt im ersten Jahr. "Das sind die höchsten Einsparungen seit der Liberalisierung des Strommarktes 2001 und des Gasmarktes 2002", so die E-Control in einer Aussendung.

Die auf die Zählpunkte bezogenen höchsten Wechselraten bei Strom gab es bis März mit 2,0 Prozent im Burgenland, gefolgt von OÖ mit 1,97 Prozent und Kärnten mit 1,71 Prozent - in Wien waren es lediglich 1,17 Prozent, in NÖ 1,0 Prozent. Bei Gas gab es auf die Zählpunkte bezogen die meisten Wechsel in der Steiermark mit 2,7 Prozent, vor OÖ mit 2,2 und Kärnten mit 2,05 Prozent - in Wien lediglich 1,3 Prozent.

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RAG-Stiftung nimmt weitere Übernahmen ins Visier

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Essen, 23.05.2016

Die milliardenschwere RAG-Stiftung hält nach weiteren Zukäufen Ausschau. Ausgebaut werden sollten vor allem die Mittelstandsbeteiligungen, sagte Stiftungschef Werner Müller am Montag bei dem Jahrespressegespräch in Essen.

"Bei den bisher schon bestehenden Beteiligungen planen wir Ergänzungsinvestitionen zur Stärkung der jeweiligen Unternehmen vorzunehmen. Hier haben wir für jedes einzelne Beteiligungsunternehmen mögliche Akquisitionsziele identifiziert." Die RAG-Stiftung versucht seit längerem, ihre Abhängigkeit vom Chemiekonzern Evonik zu reduzieren, an dem sie knapp 68 Prozent hält. Die Stiftung hatte zuletzt unter anderem 70 Prozent der Anteile an dem Ingenieurdienstleister Dorsch-Gruppe übernommen.

Auch Evonik ist nach langwieriger Suche nach einem Übernahmeziel fündig geworden. Der Konzern kauft für 3,8 Mrd. US-Dollar (3,4 Mrd. Euro) eine Sparte des US-Konzerns Air Products. Evonik strebt ebenfalls weitere Zukäufe an.

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Deutschland will Steuer auf selbst verbrauchten Solarstrom

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Berlin, 23.05.2016

Die deutsche Regierung will die Ökosteuer nun auch auf selbstverbrauchten Solarstrom erheben. Auf Anlagen bis zwei Megawatt Leistung solle die Abgabe von rund zwei Cent pro Kilowattstunde im Laufe des nächsten Jahres fällig werden, geht aus einem Gesetzesentwurf des Finanzministeriums hervor, der Reuters am Montag vorlag.

Die deutschen Staatskassen erwarten zwischen 2018 und 2022 durch die Änderung gut 1,3 Mrd. Euro Mehreinnahmen. Das Finanzministerium begründet die Pläne für die Ausdehnung der Stromsteuer, wie die Ökosteuer offiziell heißt, mit Vorgaben der EU-Kommission. Die Solarbranche zeigte sich empört: "Die Stromsteuer wurde eingeführt, um die Energiewende zu beschleunigen, nicht sie zu bremsen. Eine Ökosteuer auf Solarstrom zu erheben wäre ein Schildbürgerstreich und würde den Zweck des Gesetzes auf den Kopf stellen", sagte der Hauptgeschäftsführer des Bundesverbands der Solarwirtschaft (BSW), Carsten Körnig.

Laut BSW würde mit der Steuer auf einen Schlag ein Großteil der rund 100.000 Anlagen von Mittelständlern oder Landwirten unwirtschaftlich. Ausgenommen von der Steuer wären nur sehr kleine Solar-Kraftwerke. Solar-Anlagen lohnen sich aufgrund der Kürzungen der garantierten Abnahmepreise praktisch nur noch, wenn ein Teil des Stroms selbst verbraucht wird, da er billiger ist als zugekaufter.

In den vergangenen Jahren ist dennoch das Ausbauziel der Regierung von 2,5 Gigawatt Solarleistung deutlich verfehlt worden. Derzeit arbeitet das Wirtschaftsministerium an einer Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Die Förderbedingungen für Solar sollen danach eigentlich verbessert werden.

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APG sicherte sich dreimal so hohe Sommer-Kraftwerksreserve

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Wien, 23.05.2016

Die Übertragungsnetzgesellschaft APG hat sich für die kritischen Sommermonate Mai bis September für heuer und nächstes Jahr zur Netzstabilisierung 2.400 Megawatt (MW) thermische Kraftwerksleistung gesichert. Diese Kontrahierungsmenge ist dreimal so hoch als zuletzt: Zu den schon 2015 gesicherten 800 MW Leistung kommen weitere 1.600 MW hinzu, so die Austrian Power Grid (APG).

Mit dieser strategischen Netzreserve könnten zu erwartende kritische Netzsituationen beherrscht, die Netzstabilität gewährleistet und damit die Stromversorgung für die kommenden Sommermonate sichergestellt werden, so die Verbund-Tochter APG. Die Belastungen für die Übertragungsnetze in Europa sind ja - vor allem durch die deutsche Energiewende - in den letzten Jahren deutlich gestiegen.

APG-Vorstandschefin Ulrike Baumgartner-Gabitzer erneuerte deshalb ihre langjährige Forderung und pocht erneut auf einem rechtlichen Rahmen, der verhindert, dass für die Versorgungssicherheit systemrelevante Anlagen von Energieversorgern einfach abgeschaltet werden können. "Wir müssen bei geplanten Kraftwerksabschaltungen auf die Stopp-Taste drücken können", so die APG-Chefin am Montag.

Erstens müssten geplante Stilllegungen von Kraftwerken der APG zur Beurteilung der Frage vorgelegt werden, ob es sich dabei um systemrelevante Anlagen handle. Und zweitens müsse die APG die rechtlich abgesicherte Möglichkeit haben, jederzeit auf eine strategische Netzreserve im erforderlichen Ausmaß zugreifen zu können, betonte Baumgartner-Gabitzer in einer Stellungnahme.

Europas Stromnetze seien selbst in Zeiten, in denen genügend Wind- und Solarstrom bereit stünden, nicht leistungsfähig genug, um den produzierten Strom zu allen Verbrauchszentren zu liefern, heißt es. Zum Ausgleich dieser Netzengpässe seien unbedingt flexible thermische Kraftwerkskapazitäten nötig.

Nur eine strategische Netzreserve ermögliche eine Energiewende mit hoher Versorgungssicherheit. Deutschland und andere europäische Länder hätten auf die angespannte Netzsituation reagiert und den Übertragungsnetzbetreibern die Möglichkeit eingeräumt, auf eine strategische (Netz-) Reserve zugreifen zu können, sollte die Situation das erfordern.

Bei dieser Reserve würden systemrelevante Kraftwerke unter Vertrag genommen, die wegen der nach wie vor fallenden Strom-Großhandelspreise nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden könnten und daher von der Stilllegung bedroht seien. Bei Bedarf könnten die Übertragungsnetzbetreiber diese Anlagen zur Abwendung kritischer Netzsituationen aktivieren.

Aktuell hat sich die APG in enger Abstimmung mit dem Regulator E-Control für 2016 und 2017 jeweils für die Monate Mai bis September 2.400 MW strategische Reservekapazität gesichert. 800 MW davon wurden schon voriges Jahr kontrahiert - "angesichts der sich zuspitzenden Netzsituation wurden weitere 1.600 MW notwendig", erläutert die APG. Die APG ist (laut ElWOG) gesetzlich verpflichtet, zu erwartende Netzengpässe rechtzeitig zu identifizieren und geeignete Maßnahmen zu deren Vermeidung zu setzen. Der Bedarf von 2.400 MW wurde von einem unabhängigen experten Expertengutachten bestätigt.

Die APG ist Österreichs Regelzonenführer und betreibt das heimische Stromübertragungsnetz auf der Hochspannungsebene. Das Netz der "unbundled" Verbund-Tochter erstreckt sich auf 3.500 km Länge.

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Koralm-Pumpspeicher könnte ohne UVP gebaut werden

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Garanas/Graz, 20.05.2016

Seit Jahren wird an einem rund 940-MW-leistungsstarken Pumpspeicherkraftwerk im weststeirischen Koralmgebiet geplant. Vor zwei Jahren hieß es, eine Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) wird eingereicht. Nun soll das voraussichtlich größte Kraftwerk Österreichs sogar ohne UVP gebaut werden können. Umweltschutzorganisationen könnten dem aber noch einen Strich durch die Rechnung machen.

Wie die "Kleine Zeitung" und die "Kronen Zeitung" berichteten, ist der Feststellungsbescheid des Landes Steiermark seit Donnerstag öffentlich. Aus ihm geht hervor, dass keine UVP durchzuführen ist, da das bebaute Gebiet "nicht mehr im Landschaftsschutzgebiet liegt". Das obere Speicherbecken dagegen liegt in einem künftigen Natura-2000-Gebiet. Entsprechend strikt angesetzte Naturschutzprüfungen hätten aber ergeben, dass die vorgesehenen Ausgleichsmaßnahmen ausreichten, sagte Umweltanwältin Ute Pöllinger. Sie hat den neuen Feststellungsbescheid von einem eigenen Gutachter bereits durchleuchten lassen, der zu demselben Ergebnis kam. Daher werde sie nicht in Berufung gehen, auch wenn es "eine etwas grenzwertige Optik" hat.

Möglich wurde dies, weil das Projekt schon beim ersten Feststellungsbescheid nicht als Kraftwerk, sondern als sogenannte Talsperre eingereicht wurde. Damals wurde nach alter Gesetzgebung für ein UVP-Verfahren entschieden, weshalb Pöllinger den Bescheid nicht beeinspruchte, war er ja in ihrem Sinne. Der neue Bescheid nach neuer Gesetzgebung dagegen ermöglicht den Bau ohne UVP, nur kann Pöllinger nun nicht mehr gegen die Bezeichnung "Talsperre" vorgehen. Das hätte sie schon beim ersten Bescheid machen müssen. Sie hofft aber, dass sich Umweltschutzorganisationen entscheiden, gegen den Bescheid vorzugehen. Sie hätten jedenfalls die Möglichkeit dazu, eine Berufung einzureichen, erklärte sie im APA-Gespräch.

Noch andere Verfahren offen

Neben einer möglichen Berufung durch eine NGO müssen die Projektwerber - unter ihnen ist auch Peter Masser, der das umstrittene Kleinwasserkraftwerk an der Schwarzen Sulm realisieren will - noch einige andere Verfahren abwickeln. Solche seien in den Bereichen Wasserrecht, Naturschutzrecht und Forstrecht beispielsweise noch offen. Pöllinger hält die Einschätzung der Investoren, wonach diese Verfahren bis Ende des Jahres abgeschlossen sein könnten, für "sehr optimistisch". Auch bei diesen Verfahren sind Berufungen möglich.

Das Projekt ist mit einem Investitionsaufwand von 800 Mio. bis 1 Mrd. Euro eines der größten auf dem derzeit schlingernden Strommarkt. Projektwerber ist die Pumpspeicherkraftwerk Koralm GmbH mit Sitz in Graz. Sie will auf der steirischen Seite der Koralm im Bezirk Deutschlandsberg ein Unterbecken und ein Oberbecken errichten. Der Unterspeicher soll im Talraum des Seebaches entstehen und einen Inhalt von 4,7 Mio. Kubikmeter aufweisen. Der Oberspeicher soll im Bereich zwischen Frauenkogel und Ochsenofen oberhalb der Glitzalm gebaut werden. Dieses Becken soll beim Stauziel 5,5 Mio. Kubikmeter fassen. Für das Vorhaben müssen Rodungen im Ausmaß von etwa 15,13 Hektar eingerechnet werden.

Termin für Fertigstellung nicht haltbar

Die Höhendifferenz zwischen beiden Seen soll rund 600 Meter betragen, das Krafthaus mit den Turbinen wäre im Berginneren vorgesehen. Die rund 800 Meter langen und etwa 90 Meter hohen Staumauern sollen keine Betonwände, sondern bepflanzte Naturdämme sein. Die Einspeisung könnte in die nahe verlaufende 380-kV-Leitung erfolgen. Diese Leitung ist im Übrigen auch dafür mitverantwortlich, dass das Gebiet nicht mehr Landschaftsschutzgebiet ist. Eigentlich war bei einer Bauzeit von fünf Jahren eine Fertigstellung für 2019 oder 2020 geplant gewesen. Das wird sich aber keinesfalls mehr ausgehen.

Die steirischen Grünen kritisierten in einer Aussendung, dass der Bau nun möglicherweise ohne UVP über die Bühne geht: Das sei nur möglich, weil die Steiermark noch immer nicht EU-Recht umsetze: "Konkret geht es um die Aarhus-Konvention, die Bürgern Informationsrechte, Mitwirkungsrechte in Genehmigungsverfahren und die gerichtliche Durchsetzung von Umweltrecht im Fall der Verletzung desselben durch Behörden oder Dritte einräumt", erklärte LAbg. Sabine Jungwirth.

Die Pumpspeicherkraftwerk Koralm GmbH gehört zu 50 Prozent der Mohik-Wertholz GmbH von Alfred Liechtenstein, zu 48 Prozent der Sonnhof Entwicklungs GmbH von Peter Masser und zu je einem Prozent der Andritz Hydro GmbH und der Porr Bau GmbH. Sie wurde im August 2012 gegründet.

APA
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Autofahrer gaben 2015 vier Mrd. Euro für Tanken aus

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Wien, 20.05.2016

Die Autofahrer in Österreich haben im Vorjahr knapp vier Milliarden Euro an Spritkosten durch den Auspuff gejagt. Dabei gingen 8,7 Millionen Tonnen CO2 in die Luft, wie der Verkehrsclub Österreich (VCÖ) vorrechnete.

"Allein die privaten Pkw emittieren mehr klimaschädliches CO2 als der Sektor Raumwärme. Im Jahr 1990 verursachte das Heizen noch mehr als doppelt so viel CO2 wie die privaten Autofahrten", so VCÖ-Experte Markus Gansterer.

Insgesamt gibt es in Österreich fast 4,1 Millionen Pkw in privaten Haushalten. Dazu kommen noch 700.000 betrieblich genützte Autos. Im Schnitt wurden im Vorjahr 840 Liter pro Auto getankt. In Österreichs Diesel-Pkw flossen durchschnittlich 945 Liter, bei Benzinern waren es 710 Liter.

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IWF hilft Irak mit Kredit über niedrigen Ölpreis

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Washington, 20.05.2016

Der Internationale Währungsfonds (IWF) will dem Irak mit einem Milliardenkredit über dessen Probleme mit dem niedrigen Ölpreis weghelfen. Der Irak hat immense wirtschaftliche Probleme, weil seine Volkswirtschaft zu großen Teilen vom Erdöl abhängt und der Erzeugerpreis seit langem sehr niedrig ist.

Zudem muss der Irak hohe Kosten für den Kampf gegen die Terrormiliz "Islamischer Staat" (IS) und die Behebung von dessen Folgen aufbringen.

Der Irak kann bis zu 5,4 Milliarden US-Dollar (4,79 Mrd. Euro) vom IWF leihen, wie der Fonds in Washington mitteilte. Im Gegenzug muss der Irak Reformen einführen, die sich vor allem auf Ausgabenkürzungen konzentrieren sollen. "Die Ausgaben müssen mit dem niedrigeren Ölpreis einhergehen", hieß es vom IWF.

APA/dpa
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Petrol steigerte Gewinn im 1. Quartal

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Ljubljana, 20.05.2016

Der slowenische Erdölkonzern Petrol hat im ersten Quartal 2016 seinen Nettogewinn gegenüber der Vorjahresperiode um 5 Prozent auf 14 Mio. Euro gesteigert. Unterdessen ging der Umsatz um 6 Prozent auf 827 Mio. Euro zurück, wie das Unternehmen mitteilte.

Ende März betrieb der Konzern 484 Tankstellen, 314 davon in Slowenien, 105 in Kroatien, 36 in Bosnien-Herzegowina, 9 in Serbien, 9 in Montenegro und 11 im Kosovo.

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US-Investor fordert radikaleren Umbau bei E.ON

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Essen, 20.05.2016

Der als streitbar bekannte US-Hedgefonds Knight Vinke fordert beim größten deutschen Energiekonzern E.ON einem Medienbericht zufolge einen noch radikaleren Umbau. Nach Informationen des "Handelsblatts" verlangt die Investmentgesellschaft neben der schon geplanten Abspaltung des Großkraftwerksgeschäfts nun auch die Trennung von den regionalen Strom- und Gasnetzen.

Das "Handelsblatt" beruft sich auf ein Schreiben von Fondschef Eric Knight an seine Anleger. E.ON wollte dazu keine Stellung nehmen.

Der Fonds war 2014 bei E.ON eingestiegen, bevor Vorstandschef Johannes Teyssen seine neue Strategie verkündet hatte. Bis jetzt ist der Einfluss des Investors aber begrenzt. Sein Anteil an E.ON hat die meldepflichtige Schwelle von drei Prozent noch nicht überschritten. Aktivistische Investoren wie Knight Vinke wollen Einfluss auf die Geschäftspolitik von Konzernen nehmen. Oft drängen sie auf den Verkauf von Sparten, weil sie sich dadurch Wertsteigerungen erhoffen.

Für E.ON-Chef Teyssen ist das Netzgeschäft ein wichtiger Bestandteil seiner Zukunftspläne. Es liefert verlässliche Erträge. Künftig soll es zudem verschmolzen mit dem Internet ganz neue Geschäftschancen eröffnen. Am 8. Juni sollen die Aktionäre die Neuausrichtung bei der Hauptversammlung endgültig beschließen. Geben sie wie erwartet grünes Licht, wird das bereits seit Jahresbeginn in der neuen Tochter Uniper gebündelte alte Kraftwerksgeschäft zusammen mit dem Energiehandel an die Börse gebracht.

APA/dpa
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Neue Überwachungszentrale für steirisches Strom- und Gasnetz

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Graz, 20.05.2016

Die neue Überwachungszentrale für das steirische Strom- und Gasnetz ist von der Energienetze Steiermark, einer Tochter der Energie Steiermark, offiziell eröffnet worden. Rund 5 Mio. Euro wurden in eineinhalb Jahren Bauzeit in die Überwachungsanlage in Graz investiert. Von ihr aus werden nun rund um die Uhr rund 27.500 Kilometer Strom- und 4.000 Kilometer Gasleitungen beobachtet.

Laut Energie Steiermark handelt es sich um die europaweit modernste "High-Tech-Warte". Da sie als "kritische Infrastruktur" gilt, bleibt ihr genauer Standort geheim. Die Zentrale ist in einer Art Bunker installiert und soll so vor Angriffen geschützt sein. Etwa 4.000 Einsätze werden pro Jahr von der Anlage aus gesteuert. Sie ist auch zentrale Meldestelle für den Gasnotruf 128 sowie Schnittstelle zu den Einsatzorganisationen und der Landeswarnzentrale.

Bisher wurden die Netze der rund 600.000 Kunden der Energie Steiermark von zwei Standorten aus - Strom in Graz, Gas in Bruck - überwacht: "Erstmals können wir nun das Störungsmanagement für beide Energieträger zentral steuern", erklärte Vorstandssprecher Christian Purrer die Vorzüge. Bei der Eröffnung war auch Martin Graf dabei, der erst am 1. April seine Funktion als neuer Vorstand bei der Energie Steiermark übernommen hatte: "Die Versorgungssicherheit unserer Kunden ist untrennbar mit der raschen Reaktions- und Einsatzbereitschaft unseres Teams verknüpft - vor allem bei Schäden nach Unwettern und Unfällen", unterstrich er die Wichtigkeit der Zentrale.

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Komplettübernahme von EconGas durch OMV abgeschlossen

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Wien, 20.05.2016

Die teilstaatliche OMV hat die Komplettübernahme ihrer Gashandelstochter EconGas abgeschlossen, nun hat auch die Wettbewerbsbehörde grünes Licht gegeben.

Der Vertrag zur Übernahme der Anteile von EconGas, die von EVN (16,51%), Wien Energie (16,51%) und Energie Burgenland (2,73%) gehalten wurden, war bereits im Dezember 2015 unterzeichnet worden.

APA