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  • 20. April 2018

    Mainova steigert Kundenzahl um 6,5 %

    Mainova hat 2017 ein bereinigtes Ergebnis von 132,2 Millionen Euro erzielt.
    Im Geschäftsjahr 2016 betrug es 100,3 Millionen Euro. 2017 hat Mainova die Anzahl ihrer Kunden weiter gesteigert und erstmals die Marke von 700.000 Kunden übertroffen. Das ist ein Plus von 6,5 Prozent im Vergleich zum Vorjahr. Einen leichten Zuwachs verzeichnete Mainova beim Umsatz. Dieser konnte auf 1.999,7 Millionen Euro (+29,1 Millionen Euro) gesteigert werden. In diesem Anstieg spiegeln sich hauptsächlich die deutlichen Kundenzuwächse sowie gestiegene Handelserlöse wider. Das Ergebnis im Segment Erzeugung (Strom und Wärme) lag deutlich über dem Vorjahr. Es verbesserte sich um 37,6 Millionen Euro auf 16,0 Millionen Euro (2016: -21,6 Millionen Euro). Ursache hierfür sind insbesondere im Vergleich zum Vorjahr geringere Risikovorsorgen für die Gaskraftwerke Irsching und Bremen. Zudem lieferten erste Synergien des Wärmeversorgungskonzepts einen positiven Ergebnisbeitrag. Im Segment Stromversorgung konnte das Ergebnis des Vorjahres nicht erreicht werden. Es verringerte sich um 11,3 Millionen Euro auf 7,6 Millionen Euro. Hier wirkten sich unter anderem regulatorische Vorgaben im Netzgeschäft nachteilig aus. Deutliche Kundengewinne im Geschäftsjahr 2017 werden sich perspektivisch auszahlen. Das durch Mengensteigerungen und Kundenzuwachs geprägte Gasgeschäft verlief erfreulich. Das Segmentergebnis wuchs auf 81,3 Millionen Euro (+5,7 Millionen Euro). Unsere erfolgreiche Beschaffungsstrategie zahlte sich auch für unsere Kunden durch eine vorgenommene Preissenkung aus. Der Ergebniszuwachs ergab sich im Wesentlichen durch die auf Zinsänderungen beruhende Neubewertung von Rückstellungen. Beim Segment Wärmeversorgung ist das Ergebnis trotz eines leichten Anstiegs um 0,1 Millionen Euro auf -1,3 Millionen Euro weiterhin negativ. Grund für das weiterhin negative Ergebnis ist das indexbasierte Preissystem, welches die veränderte Versorgungs- und Kostenstruktur der Erzeugung und Verteilung nicht mehr hinreichend berücksichtigt. Eine Anpassung des Preissystems zum 1. Januar 2018 war daher erforderlich. Das Segment Wasserversorgung ist im Standardgeschäft weiterhin nicht auskömmlich. Das Ergebnis ist zwar auf 4,3 Millionen Euro (+2,9 Millionen Euro) gestiegen, allerdings ist dieser Anstieg überwiegend auf den Wegfall rechtlicher Risiken zurückzuführen. Für das Geschäftsjahr 2018 geht Mainova unter den aktuellen Rahmenbedingungen von einem operativ stabilen Ergebnis aus. Das bereinigte EBT wird insbesondere in Anbetracht der gesetzlichen Rahmenbedingungen bei den Netzentgelten voraussichtlich leicht unter dem Vorjahresniveau liegen.
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  • 20. April 2018

    Studie: Erneuerbarer Wasserstoff wird wettbewerbsfähig

    Erneuerbarer Wasserstoff kann schon in den 2030er-Jahren günstiger zur Verfügung stehen als fossiles Erdgas.
    Das belegt eine neue Kurzstudie des Berliner Analyseinstituts Energy Brainpool im Auftrag von Greenpeace Energy. Während die Preise für Erdgas bis 2040 kontinuierlich steigen - von derzeit rund zwei Cent auf dann 4,2 Cent pro Kilowattstunde (kWh) -, sinken die Produktionskosten für auf Basis von Grünstrom erzeugtem Wasserstoff - oder Windgas - im gleichen Zeitraum von aktuell rund 18 auf dann 3,2 bis 2,1 ct/kWh, errechneten die Spezialisten. "Elektrolysegase erneuerbaren Ursprungs werden wettbewerbsfähig. Erdgas zu nutzen hingegen wird immer teurer. Heutige Investitionen in die Elektrolyse-Technologie zahlen sich langfristig aus", sagt Energy Brainpool-Studienautor Fabian Huneke. "Im Energiesystem von morgen wird es weltweit günstiger sein, Elektrolysegase aus Wind- und Solarstromüberschüssen zu produzieren als für fossiles Erdgas und verbundene CO2-Emissionen zu bezahlen". Laut Studie werden die erwarteten Kostensenkungen möglich durch eine industrielle Serienfertigung von Elektrolyseuren, eine stetig steigende Effizienz der Technologie und immer häufiger auftretende Stromüberschüsse. Der Preisberechnung für Erdgas liegen steigende CO2-Zertifikatspreise bei Erdgas (106,8 EUR/t CO2 im Jahr 2040, lt. International Energy Agency, 2017) zugrunde. Die Kurzstudie "Auf dem Weg in die Wettbewerbsfähigkeit: Elektrolysegase erneuerbaren Ursprungs" steht unter www.greenpeace-energy.de/presse.html im Netz.
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  • 19. April 2018

    STEAG steigert Umsatz und Ergebnis

    Die Essener STEAG hat im Geschäftsjahr 2017 ein Konzernergebnis nach Steuern von 58,6 Millionen Euro erwirtschaftet und führt an seine kommunale Gesellschafterin KSBG Kommunale Beteiligungsgesellschaft 45 Millionen Euro Gewinn ab.
    „Wir haben 2017 das umgesetzt, was wir uns vorgenommen haben“, sagte Joachim Rumstadt, der Vorsitzende der Geschäftsführung der STEAG GmbH, bei der Vorstellung des Jahresabschlusses in der Unternehmenszentrale in Essen. Im Geschäftsjahr 2017 hat der STEAG-Konzern einen Umsatz von 3,6 Milliarden Euro erzielt, damit gelang auf vergleichbarer Basis ein Plus von fast acht Prozent im Vergleich zu 2016. Das höhere Umsatzvolumen ist vor allem das Resultat der ausgeweiteten Stromhandelsaktivitäten von STEAG sowie höherer Strompreise. Das Ergebnis vor Zinsen und Steuern (EBIT) des Konzerns von 197,3 Millionen Euro übertraf den Vorjahreswert (122,7 Millionen Euro) um mehr als 60 Prozent. Die verschiedenen Maßnahmen aus dem im Jahr 2016 gestarteten Projekt STEAG 2022, mit dem sich das Unternehmen auf die Herausforderungen der Energiewende einstellt, bewirkten in Summe eine Ergebnisverbesserung von rund 100 Millionen Euro. „Mit unserem Transformationsprogramm STEAG 2022 machen wir das Unternehmen ertragsstärker und zukunftsfähig“, sagte Joachim Rumstadt. Das Konzernergebnis nach Steuern verbesserte sich um fast 280 Millionen Euro. Für 2017 weist STEAG einen Nettogewinn von 58,6 Millionen Euro aus – nach einem Konzernfehlbetrag von 220,8 Millionen Euro im Vorjahr. STEAG wird für das Geschäftsjahr 2017 eine Ausschüttung (Gewinnabführung inkl. Steuern) von 45 Millionen Euro an ihre Gesellschafterin, die KSBG Kommunale Beteiligungsgesellschaft GmbH & Co. KG, vornehmen. Damit erreicht die Ausschüttung auch in diesem Jahr das vereinbarte Ziel, dass die kommunalen Anteilseigner ihre durch den Kauf von STEAG entstandenen Kapitaldienste (Zinsen und Tilgung) wieder in vollem Umfang leisten können. „Wir wissen, dass noch drei harte Jahre vor STEAG liegen. Die Anteilseigner der KSBG haben sich deshalb 2017 bereit erklärt, für insgesamt drei Jahre auf eine über den Kapitaldienst hinausgehende Dividende zu verzichten. Das ist der Beitrag, den die KSBG zum Transformationsprojekt STEAG 2022 leistet“, sagte Guntram Pehlke, der Aufsichtsratsvorsitzende der STEAG GmbH. Pehlke ist zugleich Vorstandsvorsitzender der Dortmunder Stadtwerke AG (DSW21), die über die KSBG mit 36 Prozent an STEAG beteiligt ist. Mit dem Verzicht auf die Dividende reagiert die KSBG auf die schwierige Situation der Branche. Denn auch der positive Konzernabschluss 2017 kann nicht darüber hinwegtäuschen: Die hohe Einspeisung von Windenergie in Deutschland im vergangenen Jahr führte zu enormen wirtschaftlichen Druck auf den inländischen Kraftwerkspark und insgesamt geringere Einsatzzeiten der STEAG-Kraftwerke im Ruhrgebiet und im Saarland. In eigener wirtschaftlicher Verantwortung, ohne Zuschüsse für die Stilllegungen zu erhalten, nahm das Essener Energieunternehmen 2017 ein Großkraftwerk und einen Kraftwerksblock vom Netz. Die Stilllegung der Kraftwerke ist eine Konsequenz des Projekts STEAG 2022. STEAG hat sich damals entscheiden, nur die Kraftwerke weiter zu betreiben, die dauerhaft einen positiven Beitrag zum Konzernergebnis erwirtschaften. Für das Geschäftsjahr 2018 erwartet STEAG einen Umsatzrückgang. Hauptursachen sind mengen- und preisbedingt niedrigere Umsätze aus dem Betrieb und der Vermarktung des inländischen Kraftwerksportfolios sowie vertraglich und bilanziell bedingt rückläufige Erlöse bei den Auslandskraftwerken. Das EBIT des STEAG-Konzerns wird 2018 voraussichtlich 30 Prozent unterhalb des Ergebnisses des abgelaufenen Geschäftsjahres liegen.
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  • 18. April 2018

    Studie: CWE-Strompreis steigt 2017 leicht an

    Der durchschnittliche Strompreis in Zentralwesteuropa (CWE:
    Central Western Europe) stieg 2017 leicht an. Gründe waren vor allem höhere Kraftwerksbrennstoffpreise (Gas + 22 % und Kohle + 40 %) und die Kältewelle Anfang 2017. Vor allem im Winter waren die Preise in den Ländern, in denen TenneT tätig ist - in Deutschland und den Niederlanden - in der Regel deutlich niedriger als in Frankreich und Belgien. Dies zeigte jetzt die neue Strommarktanalyse (Market Review) des Übertragungsnetzbetreibers TenneT für das Jahr 2017. Die Strommarktanalyse zeigte, dass es in den Frühlings- und Sommermonaten 2017 in der zentralwesteuropäischen Region (CWE) zu einer erheblichen Preiskonvergenz kam. In diesen Monaten waren die Strompreise in bis zu 60 Prozent der Stunden identisch. Ähnlich wie auch 2016 waren die Großhandelspreise in den Ländern der CWE-Region im Gesamtjahr 2017 zu rund einem Drittel der Stunden des Jahres auf dem gleichen Niveau. Vor Mai 2015, als die lastflussbasierte Marktkopplung (Flow-Based Market Coupling) eingeführt wurde, die Kapazitätszuteilung und Marktgeschehen enger verzahnt und so größere grenzüberschreitende Transportkapazitäten ermöglicht, lag die Preiskonvergenz mit 19 Prozent deutlich niedriger. Dies zeigt, dass die Integration der nationalen Strommärkte in einen europäischen Strommarkt fortschreitet. In Deutschland rückte die Windenergie bei der Stromerzeugung 2017 auf den zweiten Platz vor und überholte Steinkohle- und Kernkraftwerke. Nur der von Braunkohlekraftwerken produzierte Strom übersteigt immer noch die von Windkraftanlagen erzeugte Strommenge. Insgesamt erzeugte Deutschland im vergangenen Jahr 38 Prozent (2016: 33 Prozent) des Stroms aus erneuerbaren Quellen (Windenergie, Solarenergie, Wasserkraft und Biomasse). Grund für diesen Anstieg waren neben einer höheren installierten Kapazität vor allem günstige Wetterbedingungen. So konnte etwa die Erzeugung von Windstrom im vergangenen Jahr auf über 100 Terrawattstunden (TWh) ansteigen (2016: 76 TWh). Die installierte Leistung der erneuerbaren Energien in Deutschland wuchs 2017 um mehr als 6 Gigawatt (GW); der Großteil davon Onshore-Wind (+ 4,1 GW). Die installierte Leistung von Solaranlagen stieg um 3,5 Prozent. Wie in den Vorjahren setzte sich auch 2017 der Rückgang der konventionellen Erzeugungskapazität fort: Insgesamt gingen 4,6 GW aus dem Markt, während 1,6 GW (Gas) neu in den Markt kamen. Die Reservekapazitäten in Deutschland stiegen auf fast 8 GW. In Deutschland nehmen neue Energiespeichertechnologien zu. So stieg die installierte Leistung von großangelegten Lithium-Ionen-Batterien auf über 200 Megawatt (MW) an. Grund dafür waren vor allem starke Kostensenkungen bei dieser Technologie. Auch die installierte Power-to-Gas-Kapazität erhöhte sich leicht. Allerdings sind die Kapazitäten dieser neuen Speichertechnologien noch sehr niedrig. Zum Vergleich: die Kapazität der Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland liegt bei rund 9 GW. Der Großteil der installierten Batteriekapazität wird genutzt, um Regelenergie bereit zu stellen. Die jährliche Strommarktanalyse – Market Review 2017 – des Übertragungsnetzbetreibers TenneT beschäftigt sich mit der Entwicklung des nordwesteuropäischen Strommarktes. Sie beschreibt unter anderem die Veränderungen in der Erzeugungsstruktur sowie deren Folgen für Großhandelsstrompreise und Netzstabilität im vergangenen Jahr. Die Marktstudie betrachtet dabei die Entwicklungen auf dem westeuropäischen Strommarkt mit besonderem Fokus auf Deutschland und den Niederlanden, in denen TenneT die Stromversorgung sicherstellt.
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  • 18. April 2018

    116 Turbinen des Offshore-Windparks Rampion speisen ein

    Alle 116 Turbinen des Offshore-Windparks Rampion im britischen Ärmelkanal sind am Netz und speisen Erneuerbare Energie ein.
    Die Inbetriebnahme der Windenergieanlagen ist ein bedeutender Meilenstein in dem Projekt, mit dessen Bau Anfang 2016 begonnen wurde. Damit erreicht das System seine maximale Erzeugungskapazität von 400 Megawatt, die für die Versorgung von knapp 350.000 Haushalten pro Jahr ausreicht. Der Offshore-Windpark Rampion wird 13 Kilometer vor der Küste von Sussex von E.ON, der britischen Green Investment Rampion Ltd und dem kanadischen Energieunternehmen Enbridge errichtet. Das Projekt soll noch in diesem Jahr abgeschlossen und voll funktionsfähig sein.
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  • 18. April 2018

    BNetzA startet Konsultation zum Netzentwicklungsplan Gas 2018-2028

    Die Bundesnetzagentur startet ihre Konsultation zum Entwurf für den Netzentwicklungsplan Gas 2018-2028.
    "Aufgrund des Rückgangs der deutschen und niederländischen Gasproduktion müssen weiterhin Versorgungsgebiete umgestellt und das Gasnetz ausgebaut werden. Auch für die Anbindung der geplanten Nord Stream 2-Pipeline sind im Entwurf Investitionen in Deutschland vorgeschlagen. Wir rufen alle Netznutzer auf, zu dem Ausbauvorschlag der Fernleitungsnetzbetreiber Stellung zu nehmen", sagt Jochen Homann, Präsident der Bundesnetzagentur. Aufgrund des Rückgangs der L-Gas-Produktion werden aktuell mit L-Gas versorgte Gebiete auf H-Gas umgestellt. Der Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas 2018-2028 enthält einen konkreten Vorschlag für die weitere Umstellungsplanung bis 2030. Der Netzentwicklungsplan Gas 2018-2028 berücksichtigt erstmals ein geplantes Terminal für verflüssigtes Erdgas (liquefied natural gas, LNG) an der deutschen Nordseeküste am Standort Brunsbüttel. Für die Anbindung dieses Terminals an das deutsche Gasnetz ist nach den Berechnungen der Fernleitungsnetzbetreiber u.a. eine neue Leitung von 50 km Länge erforderlich, die Investitionskosten für die Anbindung sollen 87 Mio. Euro betragen. Die im Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas 2018-2028 enthaltenen Berechnungsergebnisse bestätigen im Wesentlichen die Ergebnisse des vorangegangenen Netzentwicklungsplans Gas 2016-2026. Darüber hinaus werden 41 neue Ausbaumaßnahmen vorgeschlagen. Insgesamt schlagen die Fernleitungsnetzbetreiber einen Leitungsausbau von 1390 km Länge sowie einen Verdichterausbau in Höhe von 499 Megawatt vor. Die Gesamtkosten dieses Vorschlags würden in den nächsten 10 Jahren rund 7 Mrd. Euro betragen. Tatsächliche und potentielle Netznutzer sind eingeladen, bis zum 25. Mai 2018 Stellungnahmen zum Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas 2018-2028 abzugeben. Zudem begleitet die Bundesnetzagentur die Konsultation mit einem öffentlichen Workshop am 15. Mai 2018 in Bonn. Der Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas 2018-2028 sowie weitere Informationen sind zu finden unter: www.bundesnetzagentur.de/NEPGas2018.
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  • 14. April 2018

    Solar- und Windenergie: Miteinander statt Gegeneinander erforderlich

    Die Bundesnetzagentur hat die Ergebnisse der ersten gemeinsamen Ausschreibung von Windkraft an Land und Photovoltaik vorgelegt.
    Die Spitzenverbände der Solarwirtschaft und der Windenergiebranche lehnen gemeinsame Ausschreibungen weiter entschieden ab. Der Bundesverband Solarwirtschaft e.V. (BSW-Solar) und der Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) sprechen sich mit Blick auf die Ergebnisse dagegen aus, die beiden Erzeugungstechnologien in einen nicht zielgerichteten Kostenwettstreit zu verwickeln. Eine erfolgreiche Umsetzung der Energiewende erfordere einen kraftvollen Ausbau der Wind- und Solarkapazitäten auf Augenhöhe. Gemeinsame Ausschreibungen seien dafür ungeeignet. Bei der Auktion sind alle Zuschläge auf die Photovoltaik gefallen, die Windenergie ging leer aus. Hermann Albers, BWE-Präsident, betont: "Die Bundesregierung hat sich für 2030 ein ambitioniertes Ausbauziel bei den Erneuerbaren Energien gesetzt. Dieses kann nur erreicht werden, wenn sowohl Windenergie, als auch Solarenergie ab sofort deutlich stärker ausgebaut werden. Ein Gegeneinander der beiden wichtigsten Säulen unseres zukünftigen Energiesystems ist ineffizient und nicht zielführend. Stattdessen brauchen wir einen intelligenten Mix der beiden Technologien, da dieser Lastspitzen abfedert, zu einer Vergleichmäßigung der Netzauslastung beiträgt und die Systemdienlichkeit insgesamt erhöht." Zu diesem Ergebnis kam auch eine Analyse des Deutschen Wetterdienstes (DWD), der die Wetterdaten der vergangenen 20 Jahre untersucht hat. Demnach kann der kombinierte Einsatz von Photovoltaik sowie Windkraft an Land und auf See die Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien stabilisieren. "Insgesamt ist es erforderlich, die Ausbaukorridore deutlich anzuheben, um das 65% Erneuerbare Energien-Ziel der Bundesregierung bis 2030 sicher zu erreichen." Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des BSW-Solar, erklärte: "Wir freuen uns für die vielen Solargewinner, betrachten das Experiment aber dennoch als gescheitert. Die Auktionsergebnisse belegen das ausgezeichnete Preis-Leistungs-Verhältnis neuer Solarkraftwerke, nicht aber die Eignung gemeinsamer Ausschreibungen. Erfolgreicher Klimaschutz braucht ein Miteinander und kein Gegeneinander von Solar- und Windenergie sowie verlässliche und ambitionierte Ausbaupfade für beide Technologien." Bei der Solarstromerzeugung sieht Körnig erheblichen Nachholbedarf. Um beide Technologien auf Augenhöhe zu bringen, besser miteinander zu verzahnen und die Kosteneffizienz der Solarenergie stärker zu nutzen, empfiehlt der BSW, den Aufbau der Photovoltaik-Kapazität auf ein Niveau von jährlich rund 10 GW zu ermöglichen und dafür bestehende Barrieren im Kraftwerks- und Gebäudesektor zu beseitigen.
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