Die Bundesnetzagentur hat einen Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement zur Konsultation veröffentlicht. Gegenstand ist die zeitweilige Reduzierung der Einspeiseleistung von EEG-, KWK- und Grubengasanlagen auf Anforderung des Netzbetreibers bei einer Überlastung des Netzes. „In unserem Leitfaden erläutern wir die Rangfolge, nach der die Erzeuger aufgrund der Aufforderung des Netzbetreibers ihre Einspeiseleistung reduzieren müssen. Hierbei ist eine optimale Nutzung der Netze für die größtmögliche Aufnahme von Strom aus erneuerbaren Energien sichergestellt, ohne dabei die Versorgungssicherheit zu gefährden”, so Matthias Kurth, Präsident der Bundesnetzagentur. „Zudem wird im Leitfaden dargestellt, wie sich die Höhe der Entschädigungszahlungen berechnet und wie diese Zahlungen bei der Ermittlung der Stromnetzentgelte berücksichtigt werden können. Die geplanten Regelungen gewährleisten dem Einspeiser eine angemessene Vergütung für die Dauer der Leistungsreduzierung ohne den Netznutzer übermäßig zu belasten.” Weitere Informationen unter www.bundesnetzagentur.de.

Der belgische Erdgasnetzbetreiber Fluxys und die Wingas haben eine Absichtserklärung über den Erwerb von 19 Prozent an der Nordeuropäischen Erdgasleitung NEL - der zweiten Anschlussleitung an die Ostseepipeline Nord Stream - unterzeichnet. Vorbehaltlich dem Erhalt aller Genehmigungen wird Wingas künftig 51 Prozent an der NEL halten, Gasunie 20 Prozent, E.ON Ruhrgas zehn Prozent sowie Fluxys 19 Prozent. Die vorgesehenen Investitionen für das geplante Pipeline-Projekt belaufen sich auf rund eine Milliarde Euro. Die NEL soll vom Anlandepunkt der Nord Stream in Lubmin bei Greifswald über eine Länge von rund 440 Kilometer an Schwerin und Hamburg vorbei bis nach Rehden in Niedersachsen führen und die Nord Stream, ebenso wie die nach Tschechien verlaufende OPAL (Ostsee-Pipeline-Anbindungs-Leitung), mit dem europäischen Fernleitungsnetz verbinden.

„Die europäischen Gasmärkte sind in Bewegung. Der Kontinent erlebt ein massives Überangebot an Erdgas und Preisverfall an den Spotmärkten. Eine Ursache ist ganz sicher der geringere Verbrauch infolge der weltweiten Wirtschaftskrise. Ungleich bedeutsamer sind jedoch die weitreichenden Verschiebungen auf den globalen Märkten für Erdgas”, sagte der neue E.ON Ruhrgas-Vorstandsvorsitzende Klaus Schäfer auf der Messe „Offshore Northern Seas 2010″ in Stavanger. Die deutsch-norwegischen Gasbeziehungen - E.ON Ruhrgas ist wichtigster Abnehmer für norwegisches Erdgas, das in Deutschland insgesamt rund ein Drittel des Bedarfs deckt - zeigten aber auch, wie durch unternehmerisches Engagement Versorgungssicherheit auch in einem wirtschaftlich schwierigen Umfeld gewährleistet werde. „In den Verhandlungen mit den großen Erdgasproduzenten müssen wir die langfristigen Lieferverträge zukunftsfest machen und zentrale Stellschrauben in den Verträgen neu justieren, um flexibel auf die jeweilige Marktlage reagieren zu können”, so Schäfer weiter. „Jetzt ist der richtige Zeitpunkt, die Weichen für zukünftige Marktentwicklungen zu stellen und die Versorgung Europas mit Erdgas dauerhaft zu sichern.” Die Beschaffungsstrategie des Unternehmens beruht auf drei Säulen: Neben der langfristigen Versorgung mit Pipeline-Gas hat E.ON Ruhrgas erfolgreich mit dem Aufbau einer eigenen Gasproduktion, auch in Norwegen, begonnen und förderte 2009 bereits 4,4 Milliarden Kubikmeter. Dritte Säule ist das Engagement im LNG-Geschäft.

Erdgas taugt als einziger konventioneller Energieträger als Brücke zum regenerativen Zeitalter. Dieser Meinung ist Andree Böhling, Energieexperte von Greenpeace. Bei der Vorstellung einer Studie des Wuppertal Instituts für Klima, Umwelt, Energie in Berlin sagte er: „Es gibt Alternativen zur Laufzeitverlängerung. Erdgas ist aus unserer Sicht die einzige Brücke, die trägt.” Manfred Fischedick, Vizepräsident des Wuppertal Instituts, erläuterte die Fragestellung: Man habe untersucht, welcher Kraftwerkspark zum Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien passe und wie es um die Versorgungssicherheit bei Erdgas stehe. Gegenwärtig werde Erdgas in Deutschland zu 70 Prozent im Wärmemarkt eingesetzt. Dank hoch effizienter Techniken wie Brennwerttechnik, Wärmepumpen oder kleiner Blockheizkraftwerke gebe es dort „in Sachen Klimaschutz noch Luft nach unten” und damit einen Verbrauchsrückgang, der einen Mehrverbrauch im Stromsektor überkompensieren könne. Durch Neufunde in den USA, verstärkte LNG-Produktion oder auch die Ostseepipeline sei der Erdgasmarkt deutlich entspannter als noch vor einigen Jahren. Die zunehmende fluktuierende Stromerzeugung aus Sonne und Wind - 2020 würden es 50 Gigawatt sein - erforderten eine höhere Leistungsdynamik fossiler Brückenkraftwerke. Anders als Uran und Kohle könnten Erdgaskraftwerke flexibel an- und abgefahren werden, eigneten sich hervorragend für die Kraft-Wärme-Kopplung und arbeiteten im Gegensatz zu Kohlekraftwerken auch bei geringer Auslastung aufgrund der niedrigeren Kapitalkosten wirtschaftlich. Eine vielversprechende Zukunftstechnologie ist Fischedick zufolge die Umwandlung von regenerativ erzeugtem Strom in Methan und die Einspeisung ins Erdgasnetz: Power to Gas. „Das ist eine zusätzliche Option, sie kann auf bestehender Infrastruktur aufsetzen. Es spricht viel dafür, dass Erdgas als Brücke ins regenerative Zeitalter taugt.” Die Studie findet sich im Internet unter http://gpurl.de/gasbruecke.

Die Leipziger VNG Verbundnetz Gas AG baut ihre Förderaktivitäten in der Nordsee aus. Die Tochter VNG Norge AS hat eine eigene Tochter in Dänemark gegründet, die VNG Danmark ApS. Durch die Gesellschaft wurden bereits Beteiligungen an zwei Explorationslizenzen auf dem dänischen Kontinentalschelf erworben. „Die Gründung der VNG Danmark ist ein strategisch sinnvoller Schritt, der VNG dem Ziel näher bringt, einen bedeutenden Teil seines Erdgasbedarfs aus eigener Förderung zu decken, und unsere Aktivitäten gleichzeitig durch die geografische Diversifizierung auf eine breitere und noch stärkere Basis stellt. Unsere Tochter VNG Norge leistet hier hervorragende Arbeit”, sagte Michael Ludwig, Mitglied des Vorstands der VNG. VNG Norge ist verantwortlich für die Eigenproduktion von Öl und Gas des Konzerns und besitzt aktuell 25 Lizenzen auf dem norwegischen Kontinentalschelf.

E.ON Ruhrgas hat die Erdgasförderung aus dem Babbage-Gasfeld in Großbritannien aufgenommen. Die erste von E.ON Ruhrgas UK E&P betriebene Gasförderplattform befindet sich rund 80 Kilometer vor der britischen Küste in der südlichen Nordsee. Aus dem Babbage-Feld sollen über einen Zeitraum von 20 Jahren mehr als fünf Milliarden Kubikmeter Erdgas gefördert werden. „Wir freuen uns sehr über den erfolgreichen Produktionsstart auf dem Babbage-Feld. Die Entwicklung des Feldes bedeutet für uns einen Meilenstein im Upstream-Geschäft”, so Bernhard Reutersberg, Vorstandsvorsitzender von E.ON Ruhrgas. „Wir sehen in der Exploration und Produktion von Erdgas große Wachstumschancen. Daher haben wir unsere Aktivitäten von Großbritannien und Norwegen auf Russland und Nordafrika ausgedehnt. Mittelfristig verfolgen wir das Ziel, mehr als zehn Milliarden Kubikmeter Erdgas aus eigener Produktion im Portfolio zu haben.” Die britische Tochtergesellschaft hält 47 Prozent der Babbage-Anteile und betreibt das Feld. Partner sind Centrica Resources mit 13 und Dana Petroleum E&P mit 40 Prozent. Die Gesamtinvestitionen in das Feld belaufen sich auf über 350 Millionen Euro. E.ON Ruhrgas Exploration and Production ist in sechs Ländern aktiv und förderte im Jahr 2009 4,4 Milliarden Kubikmeter Erdgas. Die Produktion soll in den nächsten Jahren mit der Erschließung weiterer Gasfelder deutlich wachsen.

Innovative Lösungen beim Netzausbau sind nach Meinung von Matthias Kurth, Präsident der Bundesnetzagentur, notwendig. Um in Deutschland den Transport großer Mengen Strom aus erneuerbaren Energien von Norden nach Süden langfristig zu gewährleisten, seien Fortschritte beim Netzausbau notwendig. Neue Übertragungstechnologien könnten den Netzausbau zwar ergänzen, aber nicht ersetzen. Dieses Fazit zog Kurth aus dem Workshop „Technologieoptionen zur Deckung des Kapazitätsbedarfs in den Übertragungsnetzen”. Keiner der Vertreter aus Wissenschaft und Industrie sehe eine realistische Alternative zu den 24 im Energieleitungsausbaugesetz enthaltenen Ausbauvorhaben. „Darüber hinaus ist die Herausforderung, ab 2020 weitere rund zwölf Gigawatt Strom aus erneuerbaren Energien von Nord- nach Süddeutschland transportieren zu müssen, nach Ansicht der Experten mit keiner der heute eingesetzten Technologien allein zu meistern. Wir müssen daher schon jetzt über innovative technologische Lösungen diskutieren, um sie dann möglichst im Konsens mit allen Beteiligten umsetzen zu können”, betonte Kurth. Zentrale Themen des Workshops waren die Möglichkeiten und Kosten des Einsatzes von Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) und Hochtemperaturleiterseilen. Als eine weitere Option zur Bewältigung der steigenden Transportaufgaben im Übertragungsnetz wurde die Errichtung eines neuen Drehstromnetzes in der Frequenz des Bahnstromnetzes erörtert. Diese Technologie könnte insbesondere beim Anschluss von Offshore-Windparks Bedeutung erlangen. Kurth: „Es sollten möglichst bald praktische Tests neuer Übertragungstechnologien erfolgen, soweit dies unter dem Aspekt der Netzsicherheit verantwortbar und bezahlbar ist.”

Die ostdeutsche Ferngasgesellschaft VNG Verbundnetz Gas AG betreibt derzeit vier Erdgasspeicher im mitteldeutschen Raum mit einer Gesamtkapazität von rund 2,6 Milliarden Kubikmetern und ist damit aktuell der drittgrößte Speicherbetreiber in Deutschland. Jetzt wird das Leipziger Unternehmen erstmals auch bei Projekten im Nordwesten Deutschlands aktiv und beteiligt sich am Ausbau der Untergrundgasspeicher in Etzel und Jemgum. VNG hat dazu mit der E.ON Gas Storage und der Wingas Kooperationsverträge geschlossen. „Die Kooperationspartner sind in beiden Projekten erfahrene Speicherbetreiber. Somit haben wir hervorragende Voraussetzungen für eine erfolgreiche Zusammenarbeit”, so Klaus-Ewald Holst, Vorstandsvorsitzender der VNG. „Die Standorte Etzel und Jemgum zeichnen sich durch eine gute Lage zu wichtigen Erdgastransportsystemen aus. Mit den Speicherbeteiligungen hat sich VNG die Möglichkeit gesichert, kurzfristig Speicherkapazität an attraktiven Standorten mit guter Transportnetzanbindung zu errichten. Das ist für uns ein weiterer Baustein zur langfristigen Absicherung der Versorgung mit Erdgas.”

Der französische Energieversorger GDF Suez S.A. wird fünfter Anteilseigener an der Nord Stream und erwirbt von den Gründungsmitgliedern E.ON Ruhrgas und Wintershall Holding jeweils 4,5 Prozent. E.ON Ruhrgas und Wintershall halten nunmehr jeweils 15,5 Prozent, Gazprom und die Nederlandse Gasunie weiterhin 51 bzw. 9 Prozent. „Nord Stream ist ein herausragendes Beispiel für die sehr gute Zusammenarbeit von russischen und europäischen Unternehmen entlang der gesamten Energie-Wertschöpfungskette. Das Projekt macht insbesondere die Wechselwirkungen zwischen Russland und Europa hinsichtlich der Energiesicherheit deutlich”, sagte Matthias Warnig, Managing Director der Nord Stream AG. „Russland verfügt über die größten Erdgasreserven weltweit und Europa ist Russlands wichtigster Absatzmarkt. Alle europäischen Anteilseigner des Nord Stream-Konsortiums arbeiten in vielen Fällen erfolgreich mit Gazprom bei der Erschließung, der Förderung oder dem Transport von Erdgas zusammen. GDF Suez verstärkt die europäische Komponente des Nord Stream-Projekts, das dazu beitragen soll, den steigenden Erdgasimportbedarf Europas zu decken.” Die Anteilseigner tragen insgesamt 30 Prozent der Projektkosten in Höhe von 7,4 Milliarden Euro. 70 Prozent sollen extern unter Einbeziehung von Banken und Exportkreditagenturen finanziert werden. Der Bau der 1.224 Kilometer langen Erdgasleitung durch die Ostsee hat im April dieses Jahres begonnen. Im Jahr 2011 soll das erste Erdgas von Russland nach Europa transportiert werden.

Die Arbeiten am solarthermischen Kraftwerk Andasol 3 liegen voll im Plan, berichtet RWE Innogy, die das Kraftwerk gemeinsam mit den Stadtwerken München, RheinEnergie, Ferrostaal und Solar Millennium realisiert. Mehr als 7.000 Kollektorelemente wurden montiert und verankert. Ein Kollektorelement ist zwölf Meter lang und wiegt etwa 2,5 Tonnen. Insgesamt bedeckt das Kraftwerk eine Fläche von rund zwei Quadratkilometern. Auch der Bau des Kraftwerksblocks liege im Zeitplan, so Herbert Spelleken, der zuständige Projektleiter von Flagsol, einem Gemeinschaftsunternehmen von Solar Millennium und Ferrostaal. „Anders als in konventionellen Kraftwerken muss eine Turbine im Solarbetrieb darauf ausgelegt sein, je nach Verfügbarkeit des Dampfes jeden Tag an- und abgefahren zu werden.” Voraussichtlich Ende Juni geht der 160 Tonnen schwere Koloss per Schiff und Speziallastwagen auf die Reise nach Spanien, um anschließend in den Kraftwerksblock eingesetzt zu werden. Ab Mitte 2011 soll das Kraftwerk dann Solarstrom ins spanische Netz einspeisen. Andasol 3 ist das dritte Kraftwerk, das Solar Millennium an diesem Standort, einer Hochebene zwischen Granada und Almeria, entwickelt hat. Die Anlage mit einer elektrischen Leistung von 50 Megawatt wird zusammen mit den benachbarten Schwesterprojekten Andasol 1 und 2 rund eine halbe Million Menschen mit klimafreundlichem Strom versorgen. Dadurch können im Vergleich zu einem modernen Steinkohlekraftwerk pro Jahr rund 450.000 Tonnen CO2 eingespart werden. Dank eines thermischen Speichers kann Andasol auch nach Sonnenuntergang zuverlässig Strom erzeugen.