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Die Energiewende verlangt nach praktischen, skalierbaren und zugleich innovativen Lösungen. Genau diese präsentiert thüga solutions auf der E-world 2026, die vom 10. bis 12. Februar in Essen stattfindet.

„Als Partner an der Seite der Stadtwerke bringen wir technologische Kompetenz und langjährige energiewirtschaftliche Erfahrung zusammen. Die Besucherinnen und Besucher können auf der E-world erleben, wie wir Kommunalversorger Schritt für Schritt bei ihren energiewirtschaftlichen Prozessen begleiten“, sagt Ulrich Danco, Sprecher von thüga solutions und Vorsitzender der Geschäftsführung der Syneco Trading GmbH.

Schwerpunkte des Messeauftritts 2026:

• Thüga-Abrechnungsplattform (TAP) – erfolgreich migrieren, sicher betreiben

Der Umbau eines Abrechnungssystems zählt zu den anspruchsvollsten Aufgaben für Energieversorger. thüga solutions unterstützt Stadtwerke entlang des gesamten Migrationspfads – von der Datenbereinigung über die Umschlüsselung bis hin zur Integration individueller Umfeldsysteme.

Nach dem Go-live begleitet thüga solutions die Teams im Tagesgeschäft auf der neuen Plattform und übernimmt bei Bedarf die Schulung von Mitarbeitenden. Die Kombination aus energiewirtschaftlichem Prozesswissen und fundierter IT-Expertise ist ein wesentlicher Erfolgsfaktor für einen reibungslosen TAP-Betrieb.

• Werkzeugkasten intelligente Tarife

Die steigende Zahl von Prosumern erfordert zunehmend flexible Tarifmodelle. Mit unserer HEMS-App erhalten Stadtwerke jeder Größe eine sofort nutzbare, hersteller- und geräteunabhängige Lösung. Sie optimiert Wallboxen, Wärmepumpen, Batteriespeicher und PV-Anlagen vollautomatisch, ohne dass komplexe Integrationsprojekte erforderlich sind.

Ein smarter Rechner unterstützt die Kunden der Stadtwerke zusätzlich bei der Wahl des richtigen Tarifmodells. Mit wenigen Eingaben können Prosumer simulieren, ob ein dynamischer Tarif oder ein Festpreismodell wirtschaftlich sinnvoller ist. So wird die Kundenberatung einfach, transparent und digital.

• HeatWatch Connect – die End-to-End-Lösung für die Wärmewende

Die Anforderungen an Wärmenetze und Heizzentralen wachsen stetig. HeatWatch Connect liefert eine durchgehende, datenbasierte Lösung – vom Wärmemengenzähler, KI-gestützten Optimierungen und Prognosen bis hin zur strompreisorientierten Vermarktung und Sektorenkopplung mit PV oder Speichern. Wir verbinden Optimierung und Transparenz und helfen damit Stadtwerken, die Wärmewende effizient umzusetzen.

„Gemeinsam in Richtung Zukunft“

„Die E-world 2026 ist für uns der ideale Ort, um mit unseren Kunden und Partnern über die konkreten Herausforderungen vor Ort zu sprechen. Wir freuen uns auf viele Gespräche, in denen wir unsere praxiserprobten Lösungen zeigen können“, betont Dr. Günter Walther, Koordinator von thüga solutions.

Interessierte Besucherinnen und Besucher können bereits jetzt einen Gesprächstermin über das Buchungsportal von thüga solutions vereinbaren.

Ab 2027 müssen auch Gebäude und Verkehr in den europäischen Emissionshandel einbezogen werden – eine Herausforderung für Stadtwerke und regionale Energieversorger. Die Syneco, Energiehandelsgesellschaft der Thüga-Gruppe, bietet Lösungen, Beratung und Systemunterstützung, damit Kommunen sicher und effizient in das neue ETS-2 starten können.

Bereits seit 2005 zielt das europäische Emissionshandelssystem auf die Reduktion von Treibhausgasen in Europa ab. Im ETS-1 werden dazu die Emissionen von rund 9.000 Energieerzeugungsanlagen erfasst und gehandelt. Ab 2027 sollen im ETS-2 auch die Emissionen des Gebäude- und Verkehrssektors in dieses Handelssystem eingebunden werden. Das ETS-2 wird dazu den nationalen Brennstoff-Emissionshandel ablösen, der 2021 in Deutschland umgesetzt wurde. Für alle Energieversorger, die ihre Kunden mit Erdgas versorgen, wird das zu einer großen Herausforderung. Syneco bereitet Stadtwerke und Regionalversorger auf diese Aufgabe vor und steht als Handelspartner bereit.

Emissionszertifikate sorgen für neues Handelsvolumen

Durch die verpflichtende Beschaffung von Emissionszertifikaten werden die Kosten für Erdgas perspektivisch steigen. Neben der Beschaffung ist auch die Abwicklung für Stadtwerke ein wichtiges Thema. „Wir sehen, dass Stadtwerke sich bereits jetzt stark damit beschäftigen: Wir konnten Ende September in unseren Webinaren über 300 Teilnehmer zu diesem Thema begrüßen“, sagt Dr. Johannes Angloher. „Darin haben wir über die Rahmenbedingungen und aktuelle Entwicklungen am Markt informiert.“

Angloher erklärt: „Die Emissionszertifikate im ETS-2 werden zukünftig – wie bereits im ETS-1 – als dritte Commodity neben Strom und Gas gehandelt werden. Unsere Empfehlung ist, hierfür ein professionelles Portfoliomanagement-System zu nutzen. Excel-Tools sind fehlerträchtig und aus unserer Sicht aufgrund des hohen potenziellen Risikos keine Lösung.“ Für das EU-ETS 1 bietet Syneco bereits ein solches Portfoliomanagement-System an. Ein entsprechender ETS 2-Zwilling dieses Systems ist aktuell in der Umsetzung.

Risikomanagement von großer Bedeutung

Zusätzlich unterstützt Syneco beratend mit Know-How und entsprechenden Ergänzungen für Risikohandbücher sowie Beschaffungsstrategien für das EU-ETS-2. Auch hierzu besteht aktuell großes Interesse bei Stadtwerken, die Lösungsangebote der Syneco werden stark nachgefragt. „Viele Stadtwerke passen ihre internen Richtlinien dem EU-ETS 2 an und nutzen gerne unsere Beratungsleistungen, damit ein optimaler Start in den erweiterten Emissionshandel gelingt“, so Angloher.

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Zürich und München, 10. Februar 2025 – Die Fidectus AG, der führende Anbieter innovativer OTC-Post-Trade-Automatisierungslösungen, und die Syneco Trading GmbH, eines der wichtigsten Energiehandelsunternehmen und Dienstleister in Deutschland, haben eine strategische Partnerschaft geschlossen. Gemeinsam treiben sie die Digitalisierung der Post-Trade-Prozesse kommunaler Energieversorger voran.

Einfachere Prozesse, mehr Effizienz

Dank dieser Zusammenarbeit erhalten Synecos kommunale Kunden und Thüga-Partnerunternehmen Zugang zu den fortschrittlichen Cloud-Services von Fidectus. Damit stärkt Syneco seine Rolle als Wegbereiter der digitalen Transformation im Energiehandel und sorgt für effizientere, automatisierte Abläufe. Die Partnerschaft baut auf Synecos langjähriger Erfahrung mit digitalen Handelsplattformen auf. Bereits als früher Partner von enmacc, Europas führender digitaler OTC-Energiehandelsplattform, ermöglichte Syneco kommunalen Versorgern den Einstieg in den digitalen Handel.

Manuelle Prozesse und steigende regulatorische Anforderungen stellen kommunale Energieversorger vor große Herausforderungen. Durch die automatisierten Lösungen von Fidectus können Synecos Kunden ihre Abläufe optimieren und gleichzeitig Risiken minimieren.

Die wichtigsten Vorteile im Überblick:
- Automatisierter Abgleich von Handelsbestätigungen für PDFs und elektronische Daten
- Vereinfachte regulatorische Compliance, um die Erfüllung neuer Standards zu erleichtern
- Erweiterter Settlement-Abgleich mit eInvoicing gemäß EN 16931, automatisierter Verrechnung und Zahlungsüberwachung

Katharina Kirchherr, Bereichsleitung Settlement & Risikomanagement bei Syneco Trading, betont: "Unsere Partnerschaft mit Fidectus ist der nächste logische Schritt, um unseren Kunden innovative und effiziente Lösungen bereitzustellen. Mit der Integration bieten wir nicht nur ein weiteres Tool, sondern eine echte digitale Transformation für Backoffice-Prozesse."

Syneco hat eine lange Tradition als Pionier in der digitalen Transformation des Energiehandels. Als erster Multiplikator für enmacc spielte das Unternehmen eine entscheidende Rolle dabei, professionellen OTC-Energiehandel für kommunale Versorger zugänglich zu machen. Bis heute zählt Syneco zu den aktivsten Marktteilnehmern auf enmacc – und sorgt so dafür, dass ihre Kunden von effizientem, transparentem und sicherem Handel profitieren. Dabei nutzt Syneco die hohe Liquidität und das umfangreiche europäische Netzwerk von enmacc auch zur Optimierung der eigenen Handelsaktivitäten.

Jens Bartenschlager, CEO von Fidectus, erklärt: "Synecos tiefe Marktkenntnis und Innovationsgeist machen sie zum idealen Partner für uns. Gemeinsam können wir kommunale Energieversorger dabei unterstützen, ihre Prozesse zu digitalisieren und zukunftssicher aufzustellen."

Über Syneco Trading GmbH

Die Syneco Trading GmbH ist einer der führenden Energiehandels-Dienstleister in Deutschland und bietet innovative Lösungen sowie fundierte Beratungsleistungen für kommunale Versorger. Über das Service-Portal Synection unterstützt Syneco ihre Kunden bei der Optimierung der Handelsprozesse und der Beschleunigung der digitalen Transformation.

Über Fidectus AG

Die Fidectus AG ist ein führender Anbieter von OTC-Post-Trade-Automatisierungslösungen für die Energiebranche. Ihre Cloud-Plattform automatisiert Prozesse wie Handelsbestätigung, regulatorisches Reporting, Settlement, Verrechnung, Finanzierung und Zahlungsabwicklung – und hilft ihren Kunden so, operative Kosten zu senken, Risiken zu minimieren und regulatorische Anforderungen effizient zu erfüllen.

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Die Thüga veröffentlichte ihren zweiten Nachhaltigkeitsbericht, der eine klare Verpflichtung zur Nachhaltigkeit und Transparenz über die Nachhaltigkeitsleistung des Unternehmens und seiner Partnerunternehmen, unter anderem Syneco, zeigt.

Mit 900 Mitarbeitern und Partnerunternehmen setzt der Konzern ein ambitioniertes Maßnahmenprogramm zur Transformation der Energiewirtschaft hin zu einer umweltfreundlichen, dekarbonisierten Erzeugung und Versorgung um.

Syneco setzt besonders auf Investitionen und Kooperationen in der Entwicklung neuer Dienstleistungen und Produkte zur Dekarbonisierung der Energieversorgung. Darüber hinaus unterstützen wir unsere Kunden mit Optimierungs- und Automatisierungslösungen bei der digitalen Transformation. Intern stehen für uns soziale Verantwortung, die Reduktion von THG-Emissionen und die Mitarbeiterentwicklung im Fokus.

Die Berichterstattung erfolgt nach den Standards der Global Reporting Initiative (GRI), und obwohl keine gesetzliche Verpflichtung zur Nachhaltigkeitsberichterstattung besteht, zeigt der Bericht aktuelle Leistungen, Meilensteine und neue Nachhaltigkeitsziele. Dies unterstreicht die Verpflichtung des Unternehmens zur kontinuierlichen Weiterentwicklung in Bezug auf Nachhaltigkeit.

Dabei spielen die Bereiche Klimaauswirkungen, Bezahlbarkeit und Versorgungssicherheit eine entscheidende Rolle. Der Bericht enthält auch wichtige Meilensteine, darunter die Erweiterung des Leistungsportfolios, ein überdurchschnittliches ESG-Rating und Fortschritte bei der CO2-Bilanz und Methanemissionen, sowie die verstärkte Nutzung alternativer Antriebe und Ökostrom im Gebäudebereich.

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Im Waldgebiet bei Külsheim im Main-Tauber-Kreis befindet sich die Solar-Freiflächenanlage Gickelfeld im Bau, Teil des größten deutschen Solarparks "Tauberlandpark". Mit mehr als 320.000 Solarmodulen und einer installierten Leistung von 38 MWp erstreckt sich die Anlage über eine Fläche von etwa 42 Fußballfeldern (30 Hektar) und wird jährlich rund 38.000 MWh sauberen Strom erzeugen. Damit lassen sich circa 13.000 Haushalte mit grüner Energie versorgen.

Damit auch kleinere und mittlere Stadtwerke die Möglichkeit haben, den erneuerbaren Strom in ihre Portfolien zu integrieren und ihren Kunden ein Ökostrom-Produkt anzubieten, haben Unternehmen der Thüga-Gruppe gemeinsam ein finanzierungsfähiges und skalierbares PPA-Liefermodell (Power Purchase Agreement) entwickelt. An diesem richtungsweisenden Modell sind die Thüga Erneuerbare Energien als Solarpark-Betreiber, Syneco als Direktvermarkter und Prozessdienstleister sowie sechs Stadtwerke aus der Thüga-Gruppe beteiligt, die den dezentral erzeugten Ökostrom an ihre Kunden vertreiben.

"Mit diesem PPA-Modell können nun auch kleinere und mittlere Stadtwerke gemeinsam mit Syneco ohne großen Ressourcenaufwand als Vertragspartner gegenüber EE-Erzeugern auftreten. Somit können sie für ihre Kunden Wind- und Solarenergie z.B. aus dezentralen Anlagen in für sie passenden Größenordnungen einkaufen“, erklärt Sebastian Stiefel von der Syneco Trading GmbH.

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Solar-Module zur Stromerzeugung. Foto: Yaorusheng[/caption]

Syneco wickelt als Aggregator alle zentralen Aufgaben rund um die PPAs ab. Gemeinsam mit dem Solarpark-Betreiber Thüga Erneuerbare Energien schließt Syneco einen zehnjährigen Vertrag mit Festpreisvergütung für die gesamte Strommenge sowie der Grünstromeigenschaften, beginnend ab 2024. Individuelle PPAs wurden mit den sechs Energieversorgern aus der Thüga-Gruppe über die von ihnen gewünschten Strommengen abgeschlossen, die gebündelt der erzeugten und an Syneco gelieferten Gesamtmenge des Solarparks entsprechen. Syneco übernimmt dabei für die Vertragspartner alle relevanten Dienstleistungen, von Erzeugungsprognosen und Fahrplan- und Bilanzkreismanagement bis hin zur Übermittlung der Herkunftsnachweise an die Stadtwerke und Abrechnung, sowie die Erfüllung von regulatorischen Aufgaben wie Redispatch 2.0 und REMIT.

An diesem Modellprojekt sind folgende Partnerunternehmen der Thüga beteiligt: badenova AG & Co. KG, Stadtwerk Tauberfranken GmbH, Thüga Energie GmbH, Stadtwerke Wertheim GmbH, Stadtwerke Neuss Energie und Wasser GmbH, energie schwaben gmbh.

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Der Thüga Holding-Konzern stellt im ersten Nachhaltigkeitsbericht seine ökonomischen, ökologischen und gesellschaftlichen Leistungen transparent dar.

Der Thüga Holding-Konzern ist Kern des deutschlandweit größten kommunalen Verbunds lokaler und regionaler Energie- und Wasserversorger und trägt damit eine große gesellschaftliche Verantwortung gegenüber seinen Partnerunternehmen, Mitarbeitenden, Anteilseignern und der Gesellschaft.

Im Frühjahr 2020 hat Thüga das Projekt nachhaltigkeit@thuega gestartet, um Nachhaltigkeit im Unternehmen und in den Geschäftsprozessen systematisch zu verankern. Für den Bericht wurden alle Projekte der fünf Konzernunternehmen Thüga, Syneco, Thüga Energie, Thüga Energienetze und Thüga SmartService unter dem Aspekt der Nachhaltigkeit beleuchtet. Die Ergebnisse dieser Arbeit präsentiert der Konzern nun in seinem ersten Nachhaltigkeitsbericht 2021 für die Berichtsjahre 2019 und 2020 nach den internationalen Standards der Global Reporting Initiative.

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Lösungen von ProCom und BTC ermöglichen erfolgreiche Flexibilitätsvermarktung kleiner Energieanlagen als Service. Aachen. Die Syneco Trading GmbH bietet Stadtwerken und Industriekunden seit Anfang 2020 eine neue Dienstleistung: die optimierte Vermarktung von Energieanlagen im Kurzfristhandel. Was sich bisher für Betreiber kleinerer Anlagen nicht lohnte, wird bei diesem Service dank Synergien attraktiv.

Der Anlageneinsatz wird Spotmarkt-optimiert ermittelt. Bei der Optimierung werden wirtschaftlich und technisch bedingte Vorgaben, Lieferverpflichtungen und weitere Randbedingungen berücksichtigt. Die Vermarktung erfolgt über die Stunden- und 15-Minuten-Auktion sowie am Intraday-Markt. Einen eigenen Börsenzugang benötigen die Partner hierzu nicht, da der Intraday-Handel über die Handelsabteilung von Syneco Trading läuft. Tiemo Wennrich, Portfoliomanager bei Syneco: „So wird jede Anlage individuell bestmöglich vermarktet, was zum Beispiel kleineren Stadtwerken neue Gewinnchancen eröffnet.“

Synergieeffekte nutzen und dabei die Eigenständigkeit bewahren

Möglich ist das neue Geschäftsmodell dank der Software-Lösungen BoFiT und ITA B2B der ProCom GmbH sowie des Cloud-Scada- und Anlagenanbindungs-Service der BTC Business Technology Consulting AG. Zusammen erlauben diese Lösungen der Syneco Trading, die Rollen Aggregator, Optimierer und Direktvermarkter wahrzunehmen. Das Optimierungs-Tool BoFiT errechnet auf Basis der jeweiligen Anlagenbetriebsdaten und anhand von Preisdaten bzw. Preisprognosen, Wetter- und Lastvorhersagen, Lieferverpflichtungen und zum Beispiel Brennstoffpreisen und technischen Restriktionen, wie die Anlagen wirtschaftlich optimal eingesetzt werden. Dazu stützt sich BoFiT auf ein Modell, in dem jede Anlage einzeln mit ihren Rahmenbedingungen abgebildet ist. Basierend auf den BoFiT-Berechnungen werden optimierte Fahrpläne für den Anlagenbetrieb erstellt und vermarktet.

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Beispielhafte Darstellung des Modells zur optimierten Vermarktung der freien Flexibilitäten von Blockheizkraftwerken (Bildquelle: Syneco) Klick zum Download[/caption]

Erlöse durch Intraday-Handel – automatisch und rund um die Uhr

Die Vermarktung im Intraday-Handel erfolgt über ProComs Lösung ITA B2B. Diese Handelslösung besteht aus dem kundenseitigen ITA Customer, der mit BoFiT kommuniziert und die Gebote erstellt sowie offene Positionen über das ITA Trading House mit Börsenzugang in der Handelsabteilung von Syneco schließt. Der ITA Customer eröffnet so auch Marktteilnehmern ohne Zulassung zur EPEX SPOT SE die Möglichkeit für den Intraday-Handel. „Die Transaktionen werden vollautomatisch unter Berücksichtigung der jeweiligen Vorgaben ausgeführt“, berichtet Wennrich. „Das hält die Kosten für alle Beteiligten niedrig und ermöglicht es, die Optionen der Börse rund um die Uhr und auch an Wochenenden wahrzunehmen.“

Anlagenanbindung über den VPP-Service von BTC

Die zur Optimierung der Anlagen erforderliche Kommunikation erfolgt über das SCADA-System von BTC. Als Bindeglied zwischen der Feldebene und dem Optimierungssystem übermittelt das BTC | VPP die von BoFiT optimierten Fahrpläne an die Steuerboxen der Anlagen und schickt die aktuellen Betriebs- und Verfügbarkeitsdaten an BoFiT zurück. Die Anlagenanbindung selbst wird von BTC federführend koordiniert, sodass neue Anlagen zum Festpreis integriert werden können. Der Anlagenbetreiber kann über eine Webapplikation von BTC auf seine Anlagendaten zugreifen. Darüber kann er den Anlagenbetrieb nachverfolgen und auf die Einsatzplanung Einfluss nehmen. Wartungseinträge werden von der Webapplikation direkt an das BoFiT-System übermittelt, damit diese bei der Vermarktung automatisch berücksichtigt werden.

Pilotprojekt belegt Wirtschaftlichkeit der Vermarktung

Die Machbarkeit und – wichtiger – Wirtschaftlichkeit der neuen Dienstleistung wurde in einem über 18 Monate laufenden Projekt bereits bewiesen. Nachdem Syneco das System aufgesetzt hat, lief im Jahr 2019 der Versuchsbetrieb mit elf Partnern*⁾. Dabei wurden neben Blockheizkraftwerken und Notstromaggregaten auch Wärmespeicher sowie eine Elektrodenheizung und Wasserpumpen als steuerbare Verbraucher in die Optimierung eingebunden. Wennrich: „Der Probebetrieb war sehr erfolgreich, wir machen weiter und bauen das System weiter aus.“

Schneller Return on Invest für die Anlagenbetreiber

Die Einbindung weiterer Kunden, sogar vollkommen neuer Anlagentypen, ist erwünscht, ermutigt Wennrich Interessenten. „Zu Projektbeginn hatten wir keinerlei Erfahrung mit der eingesetzten Hard- und Software. Aber die erforderliche Modellierung in BoFiT lässt sich maßgeschneidert umsetzen und die Anbindung der Steuerboxen über das SCADA-System stellt kein Problem dar.“ Die Lizenzgebühren sind gering und die den Neukunden entstehenden Fixkosten beschränken sich auf die Anschaffung und Installation der erforderlichen Hardware. Wennrich: „In der Regel haben sich die einmaligen Anbindungskosten innerhalb kurzer Zeit amortisiert.“ Für die Erbringung des Services erhebt Syneco keine Service-Gebühr, sondern arbeitet auf Erfolgsbasis: Das Unternehmen partizipiert an den Zusatzerlösen, die durch das Vermarkten der Flexibilitäten erwirtschaftet werden.

*⁾ Projektpartner des Pilotprojekts waren: badenova, erdgas schwaben, ESWE, evm - Energieversorgung Mittelrhein, Halberstadtwerke, HarzEnergie, RhönEnergie, Stadtwerke Pforzheim, Wemag, Stadtwerke Ludwigsburg-Kornwestheim und die Thüga Energie

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Essen, München. Die Kooperation zwischen RWE und Thüga-Tochter Syneco ermöglicht Zugriff auf das virtuelle Kraftwerk D-Central. D-Central von RWE bietet Flexibilitätsvermarktung und dezentrale Steuerung vieler kleiner Anlagen.

Die Kooperation von SYNECO Trading und RWE Supply & Trading im Bereich Handel und Portfoliomanagement wird weiter vertieft. Neben der Nutzung des RWE Handelstools Easy Commodity Trader (ECT) und der Gasspeicheroptimierung beabsichtigen SYNECO und RWE, nun auch das neue RWE Produkt D-Central im Bereich der Flexibilitätsvermarktung einzusetzen.

In der Stromwelt von morgen kommt es aufgrund des zunehmenden Anteiles von Erneuerbaren Energien häufiger zu Schwankungen im Stromnetz. Genau hier setzt das neue Produkt von RWE D-Central an: dank der Steuerung auch kleinerer Anlagen per Onlinezugriff können nun auch diese Anlagen in den Flexibilitätsmärkten vermarktet werden und so ihren Anteil zur Energiewende beitragen. D-Central kann mit seinem Multi-Market-Ansatz nicht nur die Flexibilitäten von kleineren technischen Einheiten im Laufe eines Tages (Intraday) minutengenau steuern, sondern es lassen sich auch die jeweiligen Flexibilitäten in den regulierten Regelleistungsmärkten von Primärregel- bis hin zur Minutenreserveleistung und abschaltbaren Lasten (AbLaV) vermarkten.

Syneco erweitert Portfolio

„Wir freuen uns, zusammen mit der RWE Supply & Trading mit D-Central, künftig eine weitere Systemdienstleistung als Ergänzung unseres Portfolios im Bereich der Flexibilitätsvermarktung aufnehmen zu können.“ sagt Ulrich Danco, Vorsitzender der Geschäftsführung der SYNECO Trading. „Damit erweitern wir unser innerhalb der Thüga-Gruppe erstelltes VPP um das VPP von RWE mit neuster Technologie und ermöglichen unseren Kunden in Deutschland einen kosteneffizienten Zugang zur Regelleistungsvermarktung.“

Andree Stracke, Geschäftsführer der RWE Supply & Trading, ergänzt: „Wir wollen mit unserer Erfahrung und Technologie in der Regelenergievermarktung sowohl SYNECO-Kunden als auch weitere Kooperationspartner unterstützen. SYNECO als ein führender kommunaler Energiehändler mit umfangreichem Kundennetzwerk ist für uns ein wichtiger Partner, mit dem wir zusammen die Energiewende weiter voranbringen wollen.“

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München/Essen. Kompetenzen bündeln, Synergien nutzen und neue Potenziale erschließen – das sind die Ziele der Kooperation von Syneco Trading GmbH und RWE Supply & Trading GmbH im Bereich Handel und Portfoliomanagement. Im ersten Schritt setzt Syneco die RWE-Handelsplattform „Easy Commodity Trader“ (ECT) ein. In den nächsten Monaten sollen weitere Kooperationsfelder bei Systemen, Produkten und Dienstleistungen erschlossen werden.

Syneco und RWE wollen mit der Zusammenarbeit dem zunehmenden Kostendruck sowie sinkenden Margen entgegenwirken. Unter den aktuellen Marktverhältnissen ist es nicht mehr sinnvoll, Kunden ausschließlich mit selbst entwickelten Systemen und Dienstleistungen zu bedienen. Um langfristig wettbewerbsfähige Konditionen zu sichern und Größenvorteile auch bei kleineren Stadtwerken umzusetzen, sind neue Wege der Kooperation notwendig. Aus einer Zusammenarbeit bei Systemen, Produkten und Dienstleistungen ergeben sich somit klare Vorteile für beide Partner.

„Gemeinsam mit RWE verlassen wir die traditionellen Pfade der Energiewirtschaft,“ freut sich Ulrich Danco, Vorsitzender der Geschäftsführung der Syneco Trading. „RWE hat für ihre Handels- und Assetmanagementaktivitäten hochleistungsfähige Systeme und Plattformen im Einsatz, die wir nun mit unserer Kundenkompetenz zusammenbringen.“

Andree Stracke, Geschäftsführer der RWE Supply & Trading, ergänzt: „Wir wollen uns als Partner auf Augenhöhe für die großen kommunalen Handelsakteure etablieren, um deren Wettbewerbsfähigkeit auf der Kundenseite zu sichern. Ich freue mich auf die Zusammenarbeit mit Syneco, die als ein führender kommunaler Energiehändler über ein umfangreiches Kundennetzwerk von Stadtwerken verfügt.“

Über die Syneco Trading GmbH:

Die Syneco Trading ist der größte kommunale Energiehändler in Deutschland. Das Unternehmen hat in 2017 Kundenaufträge über rund 46 Terawattstunden (TWh) Strom und 58 TWh Erdgas umgesetzt und einen Umsatz von 3,6 Milliarden Euro erzielt. Syneco Trading bietet den Unternehmen der Thüga-Gruppe und darüber hinaus zahlreiche Leistungen zur Optimierung der Energiebeschaffung an. Gemeinsam mit der Syneco Trading können die Unternehmen Größenvorteile und Synergien bei der Energiebeschaffung und -vermarktung erzielen und damit ihre Wettbewerbsfähigkeit verbessern. Die Syneco Trading ist eine 100-prozentige Tochter der Thüga Aktiengesellschaft mit Sitz in München.

Über RWE Supply & Trading GmbH:

Die RWE Supply & Trading GmbH, eine Tochtergesellschaft der RWE AG mit Sitz in Essen, ist mit rund 1.300 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern ein führendes Energiehandelshaus in Europa und die Drehscheibe für alle handelbaren Rohstoffe wie Gas, Kohle, Öl und Strom. Ihr Handelsportfolio umfasst auch Emissionszertifikate, Frachten, Wetterderivate und Biomasse. Sie verantwortet die wirtschaftliche Optimierung der Stromerzeugung und des nicht-regulierten Gas-Geschäfts von RWE. Großen Industrieunternehmen und Handelspartnern bietet RWE Supply & Trading ein handelsgestütztes Portfoliomanagement, langfristige Lieferkonzepte und individuelle (Risiko-Management)-Lösungen.

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Aachen/München – Die Thüga-Tochtergesellschaft Syneco Trading GmbH und das Beratungshaus ProCom GmbH haben eine gemeinsame Lösung für den Intraday-Strommarkt entwickelt.

Das ProCom-Softwaremodul ITA B2B (Intraday Trading Assistant) ermöglicht die Vermarktung von Flexibilitäten und das automatische Handeln von Energiemengen. Das Angebot richtet sich an Unternehmen, die ihre Eigenerzeugung oder andere Flexibilitätsoptionen optimieren möchten.

Ab sofort verfügbar

ProCom und Syneco bieten Stadtwerken und deren Industriekunden die Lösung ab sofort an. Durch die Syneco-Infrastruktur benötigen Nutzer des Systems keinen eigenen Börsenzugang oder 24/7-Desk und profitieren so von niedrigen Prozesskosten. Die ITA-Plattform unterstützt die Anbindung von Optimierungs-, Portfoliomanagement- oder Handelssystemen zur Prozessautomatisierung.

Das Softwaremodul ITA B2B ist eine Erweiterung der ProCom-Handelslösung ITA. Beim Nutzer wird ein System implementiert, das alle zur Anlagenoptimierung erforderlichen Informationen, insbesondere Gebote und Orderstati mit dem Syneco-System austauscht. Die daraus resultierenden Handelsaufträge werden vom 24/7-Desk bei Syneco zu Börsenkonditionen oder an der Börse direkt ausgeführt.

Lizenzerwerb über Syneco-Sammelvertrag

Die Lizenz für ITA B2B können Stadtwerke oder deren Industriekunden im Rahmen eines Syneco-Sammelvertrags zu Vorzugskonditionen nutzen.

Syneco ist die Beschaffungsplattform der Thüga-Gruppe und somit erfolgt die erste Anwendung von ITA B2B bei Partnern im Thüga-Netzwerk. Bei Interesse bietet Syneco den bilateralen Intraday-Handel mit ITA B2B auch Unternehmen außerhalb der Thüga-Gruppe an.

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Berlin. Mit ihrem Konzept zum Mitarbeiter-Carsharing haben Thüga, enercity und e2work bei „mobil gewinnt“ in der Kategorie überbetriebliche Verbundprojekte gewonnen. „mobil gewinnt“ ist eine Initiative des Bundesverkehrs- und Bundesumweltministeriums.

Private Fahrzeuge werden eine Stunde pro Tag genutzt. Vor allem während der Arbeitszeit stehen sie dann zumeist auf dem Firmenparkplatz. Gleichzeitig unterhalten viele Unternehmen einen Fuhrpark, so auch die rund 100 Partnerunternehmen der Thüga-Gruppe. Diese Autos bleiben dann nach Feierabend ungenutzt auf dem Firmenparkplatz. Zusammen mit e2work und enercity hat die Thüga jetzt ein Konzept entwickelt, um die Nutzung von Fahrzeugen effizienter zu gestalten. Die Idee dahinter: Mitarbeiter und Unternehmen teilen sich ein Auto.

Der Mitarbeiter nutzt das Auto wie ein Privatfahrzeug. Morgens fährt er damit zur Arbeit, stellt es auf dem Firmenparkplatz ab. Abends fährt er wieder damit nach Hause. Während der Arbeitszeit kann das Fahrzeug dann von anderen Mitarbeitern für Dienstfahrten genutzt werden. Die Kosten für das Fahrzeug werden zwischen Unternehmen und Mitarbeiter geteilt. Bei der Anschaffung des elektrischen Renault ZOE spart das Unternehmen 23 Prozent, der Mitarbeiter sogar etwa 33 Prozent gegenüber der normalen Anschaffung.

Carsharing mit e2work bei enercity. (Bild: enercity)

Gegen 54 Bewerbungen durchgesetzt

Das Konzept wurde von „mobil gewinnt“, einer Initiative des Bundesministeriums für Verkehr und digitale Infrastruktur und des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit, ausgezeichnet. Die drei Partner, e2work, enercity und Thüga, setzten sich damit gegen insgesamt 54 Bewerbungen durch. „Durch das Carsharing profitieren Mitarbeiter, Unternehmen und die Umwelt. Wir werden das Konzept nun allen Thüga-Partnern anbieten“, so Dr. Matthias Cord, Stellvertretender Vorsitzender des Vorstandes der Thüga AG, „Das Carsharing-Konzept ist ein wichtiger Baustein für die kommunale Mobilität der Zukunft.“ Dr. Susanna Zapreva, Vorstandsvorsitzende der enercity – Stadtwerke Hannover AG, ergänzt: „Die Praxiserfahrungen mit diesem Sharing-Ansatz bei enercity zeigen, dass das Mitarbeiterinteresse groß ist. Da wir dabei auch selbst Kosten sparen, werden wir diesen Ansatz in unserem Hause weiter forcieren.“ Mit der Auszeichnung wird das Konzept zur Förderung durch das BMVI empfohlen.

München: Dr. Gerhard Holtmeier, Mitglied des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft, hat heute Dr. Wolfgang Kalsbach, Vorsitzender des Aufsichtsrates der Thüga Aktiengesellschaft, darüber informiert, dass er sich beruflich neu orientieren will und daher über das Ende seiner Vertragslaufzeit (Ende 2018) der Thüga nicht zur Verfügung stehen wird.

Dazu der Aufsichtsratsvorsitzende Dr. Kalsbach: „Wir bedauern die Entscheidung von Dr. Holtmeier, haben diese aber zu respektieren und wünschen ihm für seine berufliche Zukunft alles Gute.“ Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft: „Meine Vorstandskollegen und ich haben in den zurückliegenden acht Jahren die Zusammenarbeit mit Dr. Holtmeier sehr geschätzt und gemeinsam hat die Thüga einen erfolgreichen Kurs genommen. Leider steht uns der Kollege für eine Zusammenarbeit über 2018 hinaus nicht mehr zur Verfügung. Wir wünschen Dr. Gerhard Holtmeier für seine Zukunft nur das Beste.“

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Berlin/München. Die Deutsche Energieagentur (dena) hat erste Erkenntnisse aus ihrer Leitstudie „Integrierte Energiewende“ veröffentlicht. Rund 50 Partner, darunter ein Konsortium aus zehn Thüga-Partnern, haben daran mitgewirkt. Die Zwischenbilanz zeigt mögliche realistische Transformationspfade auf und gibt Impulse für die Gestaltung des Energiesystems bis 2050. Eine zentrale Erkenntnis der Studie: Um die angestrebten Treibhausgasminderungen von 80 bis 95 Prozent bis 2050 zu erreichen, muss die Energiewende technologieoffen gestaltet werden. Das Gasnetz wird ein wichtiger Baustein in diesem sektorübergreifenden Energiesystem sein.

„Die Zwischenergebnisse der dena-Leitstudie haben unsere Position bezüglich der Rolle des Gasnetzes im zukünftigen Energiesystem erneut bestätigt“, so Michael Riechel, Vorstandsvorsitzender der Thüga Aktiengesellschaft. „Gas ist – wie auch in der jüngst veröffentlichten enervis-Studie – in allen Szenarien der dena-Leitstudie ein wichtiger Leistungsträger des Energiesystems. Die bestehende Gasinfrastruktur ist integrativer Bestandteil der Energiewende, dem muss die Politik jetzt Rechnung tragen.“

Strom zu Gas-Technologie ermöglicht Langzeitspeicherung und Autarkie

Das Gasnetz wurde in der dena-Leitstudie als wichtiger Baustein in einem sektorintegrierten Energiesystem identifiziert, auch wegen des zunehmenden Anteils an grünem Gas. Es kann außerdem als Speicher zur Flexibilität des Energiesystems und zur Versorgungssicherheit beitragen. Durch die Speicherkapazität der deutschen Gasnetze kann die gesicherte Leistung auch über lange Zeiträume autark bereitgestellt werden.

„Energiespeicher sind für die Energiewende und die Integration erneuerbarer Energien unerlässlich“, unterstreicht Michael Riechel die Ergebnisse der dena-Leitstudie. „Die bestmögliche Nutzung der bestehenden Infrastruktur aus Strom-, Gas- und Fernwärmenetzen ist der richtige Weg für eine kosteneffiziente Dekarbonisierung unseres Energiesystems.“

Deutschland solle daher die Einführung der notwendigen Technologien unterstützen und außerdem auf internationaler Ebene für die Entstehung globaler Märkte für Power to Gas und Power to Liquid werben, so die dena. Eine frühzeitige Verbreitung von PtX-Technologien in Deutschland könne aus industriepolitischer Sicht vorteilhaft sein. Dazu müssten jedoch günstige regulatorische und wirtschaftliche Rahmenbedingungen geschaffen werden.

„Mit Power to Gas-Lösungen kann erneuerbarer Strom saisonal gespeichert und flexibel im Bereich Wärme, Mobilität und Strom eingesetzt werden. Eine Förderung des Baus von Power to Gas-Anlagen durch Marktanreizprogramme halten wir daher für sinnvoll“, unterstützt Michael Riechel die Empfehlung der dena.

Gas bietet Versorgungssicherheit für Industrieunternehmen

Gasförmige synthetische Brennstoffe werden auch bei einem hohen Grad an Elektrifizierung des Energiesystems ein wichtiger Bestandteil des zukünftigen Energiesystems sein. Da energieintensive Industriezweige auch in Zukunft nicht vollständig elektrifiziert werden können, werden diese weiter auf Gas als Energieträger zugreifen. Der Bedarf an aus erneuerbaren Energieträgern gewonnenen synthetischen Brennstoffen wird dabei sukzessive zunehmen.

Neben den volatilen erneuerbaren Energien werden Gaskraftwerke nach Aussage der dena-Leitstudie eine wichtige Rolle in der Energieversorgung spielen, weil sie als kostengünstigste Technologie zur Bereitstellung der erforderlichen gesicherten Leistung beitragen. Die Gaskraftwerke können 2050 zum Großteil mit synthetischen treibhausgasneutralen Brennstoffen betrieben werden.

„Es hat sich erneut gezeigt, dass Gas in den nächsten Jahrzehnten ein kosteneffizienter und CO2-armer Energieträger für Back-up-Kraftwerke sowie eine klimapolitisch sinnvolle Option für die Wärmeversorgung sein wird“, so Michael Riechel.

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Die Syneco Trading GmbH geht einen großen Schritt in Richtung digitalisierter Energiehandel. Das Handelshaus setzt hierbei auf die unabhängige Plattform der Enmacc GmbH und bietet damit ein leistungsstarkes Angebot für alle Stadtwerke der Thüga-Gruppe an. Dazu haben beide Unternehmen eine Kooperationsvereinbarung unterzeichnet.

Die Stadtwerke erhalten somit eine Komplettlösung, die die Vorteile eines Energie-Beschaffungs-Portals und eines neutralen Handelsplatzes miteinander vereint.

„Syneco ist das führende kommunale Handelshaus in Deutschland. Wir freuen uns, Syneco bei einer für die Branche richtungsweisenden Digitalisierungsstrategie unterstützen zu können”, kommentiert Jens Hartmann, CEO der Enmacc GmbH, den Vertragsabschluss.

Bestmöglicher Marktzugang für Kunden

Ziel der Syneco ist es, mit der Enmacc Plattform den bestmöglichen Marktzugang für ihre Kunden zu sichern und manuelle Prozesse über Email, Telefon oder Messenger durch einen volldigitalen Beschaffungsprozess zu ersetzen. Dadurch können Kosten und Risiken reduziert und die Produktivität in der Energiebeschaffung erhöht werden. Ulrich Danco, Vorsitzender der Geschäftsführung der Syneco Trading GmbH, zur Kooperation: „Enmacc hat sich in nur einem Jahr als die unabhängige Plattform im bilateralen Energiehandel etabliert. Mit Enmacc haben wir einen innovationsstarken Partner gefunden, um unser Ziel zügig umzusetzen.”

Über die Syneco Trading GmbH:

Die Syneco Trading ist der größte kommunale Energiehändler in Deutschland. Das Unternehmen hat in 2016 rund 66 Terawattstunden (TWh) Strom und 72 TWh Erdgas abgesetzt und einen Umsatz von 3,6 Milliarden Euro erzielt. Syneco Trading bietet den Unternehmen der Thüga-Gruppe zahlreiche Leistungen zur Optimierung der Energiebeschaffung an. Gemeinsam mit der Syneco Trading können die Unternehmen Größenvorteile und Synergien bei der Energiebeschaffung und -vermarktung erzielen und damit ihre Wettbewerbsfähigkeit verbessern. Die Syneco Trading ist eine 100-prozentige Tochter der Thüga Aktiengesellschaft mit Sitz in München.

Über die Enmacc GmbH:

Die Enmacc GmbH ist mit derzeit 125 Kunden die größte unabhängige Handelsplattform für den bilateralen Energiehandel in Europa. Davon profitieren Energielieferanten, Weiterverteiler, Industrieunternehmen sowie Stadtwerke gleichermaßen. Seit dem Marktstart 2016 verzeichnet die enmacc Plattform ein Wachstum der Handelsaktivität von durchschnittlich 25% pro Monat. Dabei werden Trades in Strom und Gas als Standardhandelsprodukte sowie Flex-, Tranchen- und Indexprodukte in Deutschland über die enmacc Plattform abgewickelt. Mit Österreich hat die Enmacc GmbH ihre europäische Expansion gestartet. Eine agile und innovationsstarke IT-Entwicklung im Haus gewährleistet maximale Unabhängigkeit und schnelle Umsetzung neuer Funktionalitäten auf der enmacc Plattform.

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Die Thüga warnt vor einer Entwicklung in der Windenergie, die nach der Bundestagswahl Schule machen könnte. Es geht um die Pläne der neuen schwarz-gelben Landesregierung in Nordrhein-Westfalen, den Ausbau der Windenergie stark einzuschränken. Das gefährdet nicht nur ein erfolgreiches Gelingen der Energiewende, sondern auch Arbeitsplätze und bereits geplante kommunale Windprojekte.

Die Thüga Aktiengesellschaft stellt sich hinter die Forderungen ihrer Tochtergesellschaft Thüga Erneuerbare Energien (THEE) und weiterer 60 Unternehmen der Energie- und Windbranche. Diese appellieren darin an die neue Landesregierung von Nordrhein-Westfalen, die rechtlichen Grundlagen für die Windenergie nicht wie geplant drastisch zu verändern. Das hätte einen massiven Einbruch des Windenergieausbaus ab dem Jahr 2019 zur Folge. In ihrer gemeinsamen Erklärung weisen die Unternehmen auf die Gefahren des Windausbaustopps in NRW hin.

Michael Riechel, Vorstandsvorsitzender der Thüga Aktiengesellschaft, warnt davor, dass nach der Bundestagswahl deutschlandweit die Rahmenbedingungen für den Ausbau der Windenergie negativ verändert werden: „Die Pläne von CDU und FDP werden den Windausbau in Nordrhein-Westfalen zum Erliegen bringen. Bundesweit hätte das starke negative Folgen, vor allem für kommunale Windprojekte.“ Windenergieanlagen sind essentiell für ein erfolgreiches Gelingen der Energiewende. Der Windausbau braucht eine langfristig gesicherte Handlungsgrundlage.

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• Projektplattform zur Erkundung der Strom zu Gas (SzG)-Technologie in der Thüga-Gruppe erfolgreich abgeschlossen
• Wichtige Erkenntnisse wurden in den zurückliegenden fünf Jahren Projektarbeit gesammelt und wissenschaftlich abgesichert
• SzG und Gasverteilnetze sind integraler Bestandteil der Energiewende
• Politik muss entsprechende Rahmenbedingungen schaffen

Frankfurt/München: Die Projektphase der Thüga-Gruppe zur Erkundung der Strom zu Gas-Speichertechnologie ist erfolgreich abgeschlossen. „Reversible Speicher sind ein wichtiger Baustein der Energiewende. Die Technologie ermöglicht, überschüssigen Wind- oder Solarstrom bestmöglich zu nutzen. Wir konnten eindeutig belegen, dass die Gemeinschaftsanlage in den zurückliegenden drei Jahren Praxisbetrieb alle Belastungstests bestanden hat. Die Technologie hat viele Erkenntnisse für die weitere Nutzung geliefert“, zeigt sich Dr. Constantin H. Alsheimer, Vorstandsvorsitzender der Mainova AG, erfreut. Bei der Inbetriebnahme der Anlage auf dem Unternehmensgelände der Mainova in Frankfurt im Jahr 2014 war dies die weltweit erste Demonstrationsanlage, die Strom in Wasserstoff umgewandelt und in das kommunale Gasverteilnetz eingespeist hat. Strom zu Gas oder auch Power to Gas genannte Technologien verfolgen das Ziel, überschüssige Strommengen aus erneuerbaren Quellen in Gas umzuwandeln und damit der Nutzung im Wärme-, Mobilitäts- oder Stromerzeugungsmarkt zuzuführen.

In dem Projekt haben 13 Unternehmen der Thüga-Gruppe ihr Know-how gebündelt und gemeinsam in die Entwicklung der Strom zu Gas-Speichertechnologie investiert. Dabei stand die Prüfung der Praxistauglichkeit im Fokus. Aus Sicht der Projektpartner hat die Strom zu Gas-Technologie damit bewiesen, dass sie die notwendigen Voraussetzungen für den Praxiseinsatz erfüllt. So wurde die Anlage während des Livebetriebes mit Wind- und Solaranlagen, einem Blockheizkraftwerk (BHKW) und dem Stromverbrauch mittels Computersimulation in einem virtuellen Smart Grid zusammen geschaltet. Nach Ansicht der Projektpartner hat sich die Technologie damit auch als Komponente bei intelligenten Netzstrukturen bewährt.

„Übertroffen hat die Anlage unsere Erwartungen besonders beim Wirkungsgrad. In ihrem relevanten Lastbereich zwischen 50 und circa 325 Kilowatt erreicht die Gesamtanlage – von der Stromentnahme bis zur Gaseinspeisung – einen Wirkungsgrad von bis zu 77 Prozent, bezogen auf den Brennwert“, hebt Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstandes, Thüga Aktiengesellschaft, besonders hervor. „Ferner konnten wir belegen, dass die Strom zu Gas-Technologie prinzipiell auch für den Einsatz im Primärregelenergiemarkt geeignet ist. Der große Einsatz der Kolleginnen und Kollegen der Mainova hat ganz entscheidend dazu beigetragen, dass wir diese Ergebnisse erarbeiten konnten.“ Von den Vorteilen der Strom zu Gas-Technologie überzeugten sich in den zurückliegenden Monaten mehr als 1.300 Besucher.

SzG und Gasverteilnetze sind integraler Bestandteil der Energiewende

Aus Sicht der Projektpartner sprechen die folgenden volks- und energiewirtschaftlichen Gründe für eine kluge Kombination von SzG-Technologie und Gasverteilnetzen:

• Die notwendige Gasnetzinfrastruktur als Speichermedium ist vorhanden
• Nur das Gasnetz verfügt über die Kapazität, um den enormen Gesamtspeicherbedarf der Energiewende zu decken
• Ein großer Anteil des 2020 bestehenden Speicherbedarfs kann bereits durch die Umwandlung von Strom zu Wasserstoff und dessen Einspeisung in das Gasverteilnetz gedeckt werden
• Nahezu unbegrenzte Speicherkapazität entsteht durch eine zusätzliche Methanisierung des erzeugten Wasserstoffes
• Die Kopplung des Stromsektors mit dem Gassektor über die SzG-Technologie führt zu einer deutlichen Entlastung der Stromnetze und verringert deren Ausbaubedarf

Dekarbonisierung verschiedenster Sektoren via SzG möglich

In ihrer Auffassung fühlen sich die Projektpartner durch die aktuelle Studie der Unternehmensberatung enervis bestätigt. Diese hat verschiedene Pfade zur Sektorenkopplung, also der Vernetzung von Strom und Wärme bis 2050, analysiert. Im Fokus standen die Themen Kosten und Versorgungssicherheit. Zwei zentrale Ergebnisse sind, dass erstens Erdgas bis mindestens 2040 die kosteneffizienteste CO₂-Vermeidungsoption für Wärme und bis 2050 und darüber hinaus ein kosteneffizienter CO₂-armer Energieträger für Backup-Kraftwerke bleibt. Und zweitens, dass eine dekarbonisierte Welt mit einer Umwandlung von Strom zu Gas volkswirtschaftlich günstiger sein kann als eine Welt ohne Gas.

Politik muss entsprechende Rahmenbedingungen schaffen

„Wer im Rahmen der Dekarbonisierung der Stromerzeugung, des Wärmemarktes und des Mobilitätsmarktes die SzG-Technologie nicht berücksichtigt, der verbaut der derzeit aussichtsreichsten Langzeitspeicherlösung die Zukunft und behindert die Energiewende“, unterstreicht Mainova-Vorstandsvorsitzender Dr. Constantin H. Alsheimer. Nach Auffassung der 13 Projektpartner ist die neue Bundesregierung gefordert, ein schlüssiges Konzept zur Entwicklung der SzG-Technologie vorzulegen. Konkret stehen drei Punkte im Mittelpunkt: Zur Marktimplementierung sollte die Politik gezielte Förderprogramme mit dem Ziel auflegen, die Kosten zu reduzieren und die Wirkungsgrade weiter zu erhöhen. Ferner sollte ein gemeinsamer Netzentwicklungsplan für die Netzinfrastrukturen (Strom/Gas) geschaffen und eine integrierte Kostenbetrachtung des Gesamtsystems vorgenommen werden. „Wasserstoff und Methan aus erneuerbaren Energien müssen als Biokraftstoff anerkannt werden, das ermöglicht den Betreibern zusätzliche Absatzwege“, formuliert Michael Riechel die dritte Forderung.

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• Projekt wurde durch eins und Thüga Erneuerbare Energien (THEE) realisiert
• Batteriezellen mit Lithium-Ionen Technik sind für Regelenergiemarkt präqualifiziert und vermarkten bereits bis zu 10 MW
• Regelleistungsangebot des Batteriespeichers ist Beitrag für das Gelingen der Energiewende

Für das Gelingen der Energiewende werden flexible Systeme benötigt, die Energie aufnehmen und wieder abgeben. Der neue Batteriespeicher in Chemnitz besitzt eine Kapazität von rund vier Millionen R6/AA-Batterien (1,5V/2,6Ah) oder 18.000 Autostarterbatterien (12V/74Ah) und sichert die regionale Stromqualität. Damit spart er jährlich rund 46.000 Tonnen Kohlendioxid ein, die sonst in einem konventionellen Kraftwerk anfallen würden. Die Anlage von eins und THEE ist die größte ihrer Art in Sachsen.

„Batteriespeicher optimal, um Schwankungen im Stromnetz auszugleichen“

Netzschwankungen können entstehen, wenn zum Beispiel Photovoltaik- und Windenergieanlagen Strom erzeugen, dieser aber im Netz nicht abgenommen und verbraucht wird. Dieses Ungleichgewicht wirkt sich auf die Frequenz im Stromnetz aus. Roland Warner, Vorsitzender der eins-Geschäftsführung betont: „Batterien kennt jeder aus dem privaten Gebrauch. Sie speichern Energie und geben diese bei Bedarf sofort wieder frei. Konventionelle Kraftwerke benötigen je nach Art oft mehrere Minuten, um hoch- oder runterzufahren. Unser Batteriespeicher hingegen kann seine volle Leistung in wenigen Sekunden abrufen. Damit ist der Batteriespeicher optimal dafür geeignet, um Schwankungen im Stromnetz auszugleichen.“

Förderung durch Fonds für regionale Entwicklung

Die Gesamtkosten für die Errichtung der Anlage betragen rund zehn Millionen Euro. Der Batteriespeicher wird durch das Sächsische Staatsministerium für Wirtschaft, Arbeit und Verkehr mit Mitteln des europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) in Höhe von einer Million Euro gefördert. Staatssekretär Stefan Brangs erklärt: „Die Sächsische Staatsregierung steht hinter der Energiewende. Die Versorgungssicherheit mit Energie hat dabei oberste Priorität. Neben dem Netzausbau ist die Speicherung von Strom aus erneuerbaren Energien ein Baustein dafür. Mit Hilfe unserer Förderung gehen wir den nächsten Schritt zur Integration von erneuerbaren Energien in unsere Stromnetze und helfen dabei auch noch CO₂-Emissionen zu vermeiden. Ich bin von dem sächsischen Know-how im Projekt sehr beeindruckt.“

Strategische Investition für Thüga Erneuerbare Energien

Neben eins hat die THEE als Experte für Erneuerbare Energien ihr Wissen in den Bau des Batteriespeichers eingebracht. Dazu Thomas Walther, Geschäftsführer der THEE: „Wir freuen uns, dass wir bei diesem wegweisenden Speicherprojekt der eins mitmachen können. Für die THEE war es eine strategische Entscheidung, auch in Speichertechnologien und Regelenergie zu investieren. Bislang bauen und betreiben wir vor allem Windparks. Aber nicht immer weht der Wind. Deswegen ist es nur logisch, dass wir uns für Residuallast und damit beständige Energieversorgung engagieren.“

Die Belectric GmbH wurde als Generalauftragnehmer für den Bau des Batteriespeichers beauftragt. eins wird die kaufmännische und technische Betriebsführung übernehmen und sich um die Vermarktung der Energieleistung kümmern.

Batteriespeicher: Sofortige Verfügbarkeit der Leistung

Für das Gelingen der Energiewende sind Speicherlösungen essentiell. Neben schnell anfahrenden Kraftwerken sind dazu Batteriespeicher aufgrund der sofortigen Verfügbarkeit der Energie ideal geeignet. Der Batteriespeicher Chemnitz ist von den Übertragungsnetzbetreibern für das Bereitstellen von Primärregelleistung (PRL) präqualifiziert und bietet bereits seit 17. Juli diese Leistung am Markt an. Aktuell werden wöchentlich ca. 1.400 Megawatt PRL ausgeschrieben (Kopplung der Märkte von Deutschland, Belgien, Niederlande, Frankreich, Schweiz und Österreich). Der Batteriespeicher Chemnitz kann knapp ein Prozent davon zur Verfügung stellen.

Technische Informationen über den Batteriespeicher:

• 4008 Batteriemodule von Samsung SDI mit Lithium-Ionen-Technik (Gesamtkapazität: 15,9 Megawattstunden)
• Vermarktungsleistung: 10 Megawatt
• Gebäude 27 Meter breit, 27 Meter lang, 8 Meter hoch
• fünf Transformatoren mit je 3 MVA Leistung (Megavoltampere)
• fünf Wechselrichter mit je 3,28 MVA

Batteriespeicher liefert Primärregelleistung

Für den ständigen Ausgleich zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch (Beibehalten einer Netzfrequenz von 50 Hertz) wird „Regelleistung“ genutzt. Davon gibt es drei Arten, die sich vor allem durch die Reaktionszeit unterscheiden. Diese Reaktionszeit gibt vor, in welcher maximalen Zeit die vollständige vermarktete Leistung zur Verfügung gestellt werden muss.

• Primärregelleistung (30 Sekunden)
• Sekundärregelleistung (5 Minuten)
• Minutenregelleistung (15 Minuten)

Batteriespeicher der eins energie (Innenansicht), Quelle: eins energie

eins energie in sachsen GmbH & Co. KG

eins ist der führende kommunale Energiedienstleister in Chemnitz und der Region Südsachsen. Das Unternehmen mit Sitz in Chemnitz versorgt rund 400.000 Haushalts- und Gewerbekunden mit Erdgas, Strom, Wärme und Kälte sowie Wasser und energienahen Dienstleistungen. eins liegt mehrheitlich in kommunaler Hand. Mit insgesamt 51 Prozent sind zu zwei gleichen Anteilen die Stadt Chemnitz und der Zweckverband „Gasversorgung in Südsachsen“, ein Zusammenschluss von 117 Städten und Gemeinden, beteiligt. Weitere Gesellschafter sind die Thüga AG und die enviaM AG. Mit einem Jahresumsatz von 982 Millionen Euro (Geschäftsjahr 2016) gehört eins zu den größten Unternehmen der Region. Rund 1.100 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter arbeiten in der eins-Gruppe. Mehr als 80 Prozent der Wertschöpfung fließen in die von eins versorgten Kommunen zurück. eins hat seit dem Jahr 1990 in Südsachsen mehr als 2,6 Milliarden Euro in die Infrastruktur und die Versorgungssicherheit investiert und sichert diese jährlich mit etwa 70 bis 90 Millionen Euro. Der Energiedienstleister engagiert sich für Jugend, Sport, Kultur und soziale Projekte im angestammten Versorgungsgebiet. Weitere Informationen unter www.eins.de

Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG

Die Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG ist ein Gemeinschaftsunternehmen mehrerer Gesellschaften der Thüga-Gruppe. Das Unternehmen investiert in Projekte zur regenerativen Energieerzeugung mit Fokus auf Deutschland. Ziel des Unternehmens ist die Bündelung von Know-how und Kapital, um so in den nächsten Jahren die eigene Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen auszubauen. Alle Unternehmen sind als Minderheitsgesellschafter an der Thüga Erneuerbare Energien beteiligt. Eine Beteiligung an der Gesellschaft steht grundsätzlich allen Unternehmen der Thüga-Gruppe offen. https://ee.thuega.de

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• Thüga Holding GmbH & Co. KGaA mit stabilem Jahresergebnis
• Zusammenarbeit im Verbund der Thüga schafft Mehrwert für die Partner
• Aktuelle Projekte sind auf Transformationsprozesse des Energiemarktes ausgerichtet:
  • Dekarbonisierungsprojekt zeigt strategische Optionen auf
  • Elektromobilität als Wachstumsmarkt
  • Smart City als Entwicklungschance
  • Digitalisierung als Chance, Dezentralität und Skaleneffekte zu vereinen
  • Thüga stärkt Plattformentwicklungen als Antwort auf zunehmende Anforderungen für Stadtwerke

Im Jahr ihres 150-jährigen Jubiläums hat die Thüga Aktiengesellschaft mit ihrem Beteiligungsergebnis entscheidend zum stabilen Jahresergebnis ihrer Muttergesellschaft Thüga Holding GmbH & Co. KGaA beigetragen. „Der Bilanzgewinn der Thüga-Holding in Höhe von 292,9 Millionen Euro ermöglicht neben einer Rücklagendotierung die Ausschüttung einer Bardividende in Höhe von 27,36 Euro (2015: 26,05 Euro) je Stückaktie“, umreißt Dr. Christof Schulte, Mitglied des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft, die wirtschaftliche Lage der Gesellschaft.

„Dieses Jahresergebnis ist Ausdruck der nachhaltigen Leistungsstärke der Unternehmen der Thüga-Gruppe“, zeigt sich Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft, erfreut. „Die fortlaufenden Anstrengungen der Unternehmen der Thüga-Gruppe zur Verbesserung ihrer Kosten- und Prozessexzellenz – auch durch die intensive Zusammenarbeit in der Thüga-Gruppe – haben wesentlich zu diesem Ergebnis beigetragen“, so Riechel , der ergänzend auf die langfristig ausgerichtete umsichtige Investitionspolitik der zurückliegenden Jahre verweist. „Alle 17.200 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter der Unternehmen der Thüga-Gruppe haben mit großem Engagement und Verantwortung dazu beigetragen“, drückt Riechel gegenüber den Beteiligten den Respekt und Dank der Thüga aus.

Vier langfristige Transformationsprozesse verändern die Branche

Gleichwohl sind Stadtwerke nach Ansicht der Thüga großen Herausforderungen ausgesetzt. „Dekarbonisierung, Dezentralisierung, Digitalisierung und Liberalisierung ändern die Energiebranche tiefgreifend“, beschreibt Riechel aus Sicht der Thüga die Transformation. „Wir bauen unsere Unterstützungsleistungen weiter aus, um auf die dynamischen Entwicklungen des Energiemarktes zu reagieren“, skizziert Riechel die Aufgabe der Thüga. Schließlich sei Anspruch und Selbstverständnis der Thüga, gemeinsam mit den Partnern die Zukunft der kommunalen Energie- und Wasserversorgung zu gestalten.

Dekarbonisierung als Teil der strategischen Ausrichtung

„Klimaschutz proaktiv mitgestalten“, beschreibt Dr. Gerhard Holtmeier, Mitglied des Vorstandes, die grundlegende Ausrichtung der Gruppe. Wichtig sei, die langfristige unternehmerische Ausrichtung im Abgleich mit den energiepolitischen Leitplanken zu bestimmen. Im Rahmen des aktuellen Projektes „Let’s go green“ werden dazu alle in der Gruppe gemachten Studien- und Projektergebnisse im Kontext der Energiewende zusammengetragen und verdichtet. Projektziel ist es, tragfähige Szenarien einer Marktentwicklung bis 2030 zu beschreiben, um nachhaltige Investitionsentscheidungen treffen zu können. „Nationale und internationale CO₂-Ziele werden erhebliche Auswirkungen auf unsere Geschäftstätigkeit haben“ beschreibt Holtmeier den Rahmen. Nach Ansicht der Thüga steht jetzt aber schon fest, dass die energiepolitische Ausrichtung stärker die Kosteneffizienz als zentrales Element der Energiewende und langfristig erfolgreichen Klimaschutz verankern sollte. Dazu gehöre auch, CO₂-arme und erneuerbare Energien sowie die bestehenden Infrastrukturen des Strom- und Gasbereiches sinnvoll zu nutzen. „Wir brauchen langfristige und intelligente Entwicklungspfade, besonders was die Wärmeversorgung betrifft. Ideologische Vorfestlegungen helfen uns nicht. Gleichzeitig müssen wir deutlich machen, welchen Wertbeitrag die Unternehmen der Gruppe im Strom-, Wärme- und Mobilitätsmarkt leisten und welche Rahmenbedingungen dafür notwendig sind“, so Holtmeier.

Elektromobilität als Wachstumsmarkt

„Allein mit Ladesäulen gewinnt man nachhaltig keine Kunden“, fasst Dr. Matthias Cord, stellvertretender Vorsitzender des Vorstandes der Thüga, die Einschätzung der Thüga zur Elektromobilität zusammen. Thüga ist davon überzeugt, dass Stadtwerke sich als führende Lösungsanbieter für Elektromobilität positionieren sollten. Dazu sei ein sofortiger Einstieg beziehungsweise Ausbau der Geschäftstätigkeiten erforderlich, da das Marktumfeld noch nicht ausdifferenziert sei. Dies unterstützt Thüga durch ein breites Beratungs- und Unterstützungsangebot entlang des gesamten Kundenprozesses. „Wichtig ist, dass Elektromobilitätslösungen nicht nur als kundenindividuelle, sondern insbesondere auch als kommunale Mobilitätskonzepte verstanden werden“, so Cord. Dazu führt Thüga derzeit mit einem Partner aus der Gruppe ein entsprechendes Mobilitätskonzept durch, um dabei Erfahrungen für einen wichtigen Baustein von Smart Cities zu generieren.

Smart City als Entwicklungschance für Stadtwerke

„Für die Unternehmen der Thüga-Gruppe sehen wir die Chance, sich als Treiber und Mitgestalter von Smart Cities zu positionieren und entsprechende Geschäftsfelder zu entwickeln“, so Cord. „Wichtig ist, die bestehenden Ansätze und Visionen aus den sogenannten Megacities auf die konkreten kommunalen Besonderheiten unserer Partner zu übertragen.“ Dieses will Thüga mit dem Projekt „Smart City“ erreichen. Hier werden die Ideen und Erfahrungen aus der Gruppe gesammelt, weiterentwickelt und standardisiert. Ziel ist es, gemeinsam mit den Partnerunternehmen einen Baukasten zu entwickeln. Derzeit stehen Anwendungen wie Umwelt- und Verkehrsmonitoring-Systeme sowie intelligente Parkraumbewirtschaftungs- und Straßenbeleuchtungslösungen im Mittelpunkt der Aktivitäten.

Digitalisierung bietet Chance, Dezentralität und Skaleneffekte zu vereinen

Smart Cities sind nach Auffassung der Thüga ohne digitale Lösungen nicht realisierbar. Das ist auch ein Grund, warum Thüga der Digitalisierung große Aufmerksamkeit widmet. „Die Digitalisierung der Energiebranche nimmt deutlich an Fahrt auf“, analysiert Cord. Entlang der gesamten Wertschöpfungskette der Branche ändere sich das Marktumfeld. Besonders an der Schnittstelle zum Kunden würden derzeit viele neue Wettbewerber ansetzen. „Wir unterstützen die Unternehmen der Gruppe bei der Entwicklung und Umsetzung ihrer Digitalisierungsstrategien“, beschreibt Cord die Aktivitäten der Thüga hierzu. Im Rahmen des Projektes werden die einzelnen Entwicklungsbedarfe der Unternehmen untereinander abgeglichen und dort, wo Überschneidungen bestehen, gemeinsame Lösungen entwickelt. Grundsätzlich sieht Thüga die Digitalisierung als Chance für Stadtwerke, die Kundenbindung zu erhöhen, neue Geschäftsmodelle und Produkte zu entwickeln, aber auch die Kostenseite zu optimieren. Dazu gehöre auch, die eingeschränkten Skalierungsoptionen je Stadtwerk durch Plattformen zu überwinden.

Plattformstrategie als Antwort auf zunehmende Komplexität und Margenenge

Steigende Komplexität und Margendruck führen nach Ansicht der Thüga dazu, dass in Zukunft nicht alle Funktionen und Prozesse von jedem einzelnen Unternehmen aufgebaut beziehungsweise vorgehalten werden können. Zudem biete die Plattformstrategie die Chance, dass die Partner sich auf ihre operativen Aufgaben konzentrieren können. „Die bestehenden Plattformen, wie Conergos, E-MAKS und e.dat haben sich im letzten Jahr gut behauptet. Durch die innovativen Beteiligungen am dritten High-Tech Gründerfonds, an der smartlab Innovationsgesellschaft mbH sowie der homeandsmart GmbH wurde der Plattformansatz weiter vorangetrieben“, unterlegt Dr. Holtmeier die Plattformstrategie der Thüga. Durch die Zusammenführung der Plattformen MeteringService und Energieeffizienz zur Thüga SmartService GmbH wurde nach Aussage der Thüga die Digitalisierungskompetenz verstärkt. SmartService ist heute einer der Marktführer im Bereich der Gateway-Administration und bietet ein Lösungsportfolio von der Bewirtschaftung von Messdaten bis hin zum Breitbandausbau für Stadtwerke. Weitere Plattformansätze werden zur Zeit für die Thüga-Gruppe entwickelt.

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Hamburg: Die Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG (THEE) hat den im Frühjahr 2017 in Betrieb gegangenen Windpark Kölsa II von der eno energy GmbH erworben. Der Windpark mit drei Windenergieanlagen des Typs eno 126 und einer Leistung von je 3,5 Megawatt (MW) liegt in der Ortschaft Kölsa, südwestlich der Stadt Falkenberg/Elster in Brandenburg. Die Nabenhöhe der Turbinen beträgt 137 Meter.

THEE-Geschäftsführer Thomas Walther zum Kauf: „Mit dem eno-Windpark in Kölsa verstärken wir unser Portfolio weiter. Die strategische Partnerschaft, die wir bereits Ende 2015 mit eno energy beim Windpark Wansleben gestartet haben, bauen wir damit aus.“

Windpark Kölsa, Quelle: eno energy GmbH.

Zwei weitere Anlagen im Windpark sind von eno energy an EKM-StromVerbund verkauft worden, einem Tochterunternehmen der Evangelischen Kirche in Mitteldeutschland. Der EKM-StromVerbund ist durch den Windpark Kölsa seinem Ziel, die Landeskirche und ihre Kirchengemeinden zu 100 Prozent mit Strom aus regenerativen Energiequellen zu versorgen, einen bedeutenden Schritt nähergekommen.

Die THEE-Erzeugungsleistung ist mit dem Erwerb des Windparks Kölsa II auf insgesamt 263 Megawatt (MW) angestiegen.

Seit 1999 errichtet die eno energy GmbH aus Rostock Windparks in Deutschland und Europa. Sie hat 334 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 647 MW realisiert. Seit 2008 produziert das Unternehmen eigene Windenergieanlagen und hat davon inzwischen 122 Maschinen errichtet.

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Mit der Gateway Administration hat enercity die Thüga SmartService GmbH (TSG) beauftragt. Die Kooperation mit dem Nailaer Tochterunternehmen der Thüga Aktiengesellschaft zur Gateway Administration (GWA) sichert enercity Kostenvorteile und Know how.

Die Kooperation ist speziell auf die neue Aufgabe der Smart Meter Gateway Administration gerichtet. Die Thüga SmartService GmbH stellt dabei die wesentlichen Funktionen für die Gateway Administration in einem „Software-as-a-Service-Modell“ bereit. „Die Thüga SmartService GmbH ist ein sehr kompetenter Partner mit einem tiefgehenden Wissen über die Gateway Administration und guter Vernetzung im deutschen Energiemarkt. Durch die Skaleneffekte haben wir Kostenvorteile und sind wettbewerbsfähiger“, sagt enercity-Sprecher Carlo Kallen. „Deren moderne GWA-Softwarearchitektur mit der Vielzahl von Möglichkeiten, die Sicherheit sowie die Kostenvorteile waren überzeugende Argumente für die Kooperation.“

Skaleneffekte durch Bündelung in der Thüga-Gruppe

Mit dem hohen Bündelungspotenzial von sieben Millionen Zählpunkten können die fixen IT-Investitionskosten, die für Energieunternehmen - ob große oder auch nur kleine Mengen - entstehen, durch Skaleneffekte wirtschaftlich abgefangen werden. „Als Komplettanbieter und Entwickler einer eigenen, hochskalierbaren Administrations-Plattform kann die Thüga SmartService GmbH die vollständige Prozesskette der Gateway Administration abdecken“, sagt Franz Schulte, Geschäftsführer der TSG. „Mit jeder neuen Kooperation kommen weitere Zählpunkte hinzu, wovon die einzelnen Stadtwerke wiederum kostentechnisch profitieren.“ Außerdem nimmt die TSG ihren Kunden die Pflicht ab, ein eigenes Informationssicherheitsmanagementsystem (ISMS) zu zertifizieren. Denn die Thüga SmartService GmbH ist durch das BSI nach ISO 27001 auf Basis IT-Grundschutz zertifiziert. Über entsprechende Verträge und abgestimmte System-Funktionen und Prozesse mit ihren Kunden sorgt sie für die Einhaltung von Sicherheitsmaßnahmen. Die Smart Meter Gateway Administration hat eine wichtige Funktion für die Zukunft. Sie gilt als Basis eines sicheren technischen Betriebs des intelligenten Messsystems.

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Projektkompetenz von H.F. Wiebe vervollständigt Leistungsprofil der THEE. Deutlicher Ausbau der Projektpipeline.

Hamburg / München: Zum 1. Mai 2017 hat die Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG (THEE) die Wind-Projektentwicklungsgesellschaft Wiebe Wind GmbH & Co. KG in Hamburg übernommen. Das Unternehmen war bisher eine Tochtergesellschaft der H.F. Wiebe GmbH & Co. KG mit Sitz in Achim (Niedersachsen). „Diese Übernahme ist eine perfekte Ergänzung für die THEE. Dadurch gewinnen wir sechs erfahrene Mitarbeiter und deren Kompetenzen für unser Team. Jetzt können wir alle wesentlichen Projektschritte einer Windparkentwicklung komplett aus eigener Kraft vornehmen“, sagt Thomas

Mitarbeiter mit viel Erfahrung in der Flächensicherung

Mit der Übernahme wechseln die neuen Mitarbeiter ins THEE-Team und bringen ihre Erfahrungen in der Flächensicherung und Planung von Windenergieprojekten mit. Das Leistungsprofil der THEE wird durch die Übernahme vervollständigt: Es umfasst damit von der Flächensicherung über die Projektentwicklung und den Bau bis hin zum langjährigen Betrieb die gesamte Wertschöpfungskette von Windenergieprojekten.

"Wir können jetzt den gesamten Entwicklungsprozess im eigenen Haus abbilden. Das ist effizient, kostengünstig und sichert unsere Wettbewerbsfähigkeit in den kommenden Ausschreibungsrunden", so Walther weiter. Die mit 2.137 Megawatt (MW) deutlich überzeichnete erste Ausschreibungsrunde Wind (Volumen 800 MW) war für die Branche ebenso überraschend ausgefallen wie der Zuschlag von 96 Prozent an Bürgerenergiegesellschaften. „Für die kommenden Ausschreibungsrunden rechne ich weiterhin mit einer deutlichen Überzeichnung der Volumina. Die Bürger haben bewiesen, dass sie Teil der Energiewende sind. Das erleben wir auch bei der Umsetzung der Bürgerbeteiligung unserer Projekte. Diesen Weg werden wir mit unseren kommunalen Gesellschaftern konsequent weitergehen.“

„THEE idealer Partner“

Der Verkauf der Windenergiesparte bei H.F. Wiebe erfolgt vor dem Hintergrund einer Fokussierung auf die Kernaktivitäten innerhalb der Bauindustrie. Maik Deubel,Geschäftsführer von H.F. Wiebe, kommentiert: „Wir freuen uns mit der Thüga Erneuerbare Energien den idealen Partner für unser kompetentes Team gefunden zu haben. Unsere Mitarbeiter können nun ihre erfolgreiche Arbeit in einem optimalen Umfeld fortführen.“

THEE-Projektpipeline wächst mit Übernahme deutlich

Im Rahmen der Transaktion erwirbt die THEE Projektrechte an insgesamt zwölf Windenergieprojekten in Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Rheinland-Pfalz. Gemeinsam mit Projektpartnern sollen so rund 140 Megawatt (MW) in den kommenden vier Jahren ans Netz gehen. „Mit dem Erwerb von Wiebe ist die Thüga Erneuerbare Energien einen wesentlichen Schritt gegangen, um den weiteren Zubau des THEE-Portfolios unter zunehmend wettbewerblichen Rahmenbedingungen erfolgreich fortführen zu können“, sagt Stephan Lommetz, Aufsichtsratsvorsitzender der THEE und Vorsitzender der Geschäftsführung der Stadtwerke Neuss.

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Mit der Beteiligung an der smartlab Innovationsgesellschaft mbH erweitert Thüga ihr Lösungsportfolio im Bereich der Elektromobilität.

München / Aachen: Die Thüga Aktiengesellschaft hat sich mit 15,1 Prozent an smartlab beteiligt. Die smartlab entwickelt innovative Dienstleistungen, Produkte und Konzepte für Elektromobilität und steht hinter dem Stadtwerke-Verbund ladenetz.de und der Roaming-Plattform e-clearing.net. Weitere Gesellschafter sind die STAWAG Stadtwerke Aachen AG, die Duisburger Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft mbH, die Stadtwerke Osnabrück AG sowie die erdgas schwaben gmbh. Über den Kaufpreis haben die Vertragspartner Stillschweigen vereinbart.

Positive Wechselwirkungen

Ziel der Thüga Aktiengesellschaft ist es, die Zukunfts- und Wettbewerbsfähigkeit ihrer Stadtwerke zu sichern. „Für die Unternehmen der Thüga-Gruppe ist Elektromobilität ein strategisches Handlungsfeld mit langfristiger Ausrichtung. Das Dienstleistungsangebot von smartlab mit den wesentlichen Produkten ladenetz und e-clearing sowie deren Know-how aus Forschungsprojekten im Bereich E-Mobilität hat uns überzeugt. Mit unserer Beteiligung an smartlab erweitern wir für die Unternehmen der Thüga-Gruppe unser Lösungsportfolio im Bereich E-Mobilität rund um die Vernetzung von Ladesäulen“, sagt Dr. Gerhard Holtmeier, Mitglied des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft. Die Beteiligung der Thüga ist für den Wachstumspfad der smartlab ein wichtiger Schritt. „Die Thüga ist mit ihren rund 100 Stadtwerken das größte Netzwerk kommunaler Energie- und Wasserdienstleister in Deutschland und bringt uns damit deutschlandweit enormen Zuwachs“, erklärt Dr. Mark Steffen Walcher, Geschäftsführer der smartlab.

Thüga bietet Partnerunternehmen breites Leistungsportfolio

Die Thüga unterstützt ihre Partnerunternehmen bereits mit verschiedenen Leistungen operativ und konzeptionell bei der Etablierung der Elektromobilität auf kommunaler Ebene. Der Ausbau der Ladeinfrastruktur steht im Fokus: So bestehen neben der Kooperation mit smartlab für den Backendbetrieb von Ladesäulen auch Rahmenverträge für Wallboxen und AC-Ladesäulen. Außerdem unterstützt Thüga in der Netzplanung, der Durchführung von Standortanalysen und berät bei der Strategieentwicklung. Pilotprojekte mit Partnerunternehmen, allen voran zum Carsharing, testen Ansätze zur kommunalen Mobilität der Zukunft.

Die smartlab und ladenetz.de

Seit 2010 schließen sich auf kommunaler Ebene Energieversorger im Verbund ladenetz.de zusammen, ganz nach dem Motto „Von Stadtwerken für Stadtwerke“. Sie bauen deutschlandweit Ladesäulen auf und vernetzen diese. Innovative Produkte der smartlab ermöglichen ein ganzheitliches Elektromobilitätsangebot für die Stadtwerke-Kunden. Dazu gehören verschiedene Autorisierungsmedien sowie erprobte Konzepte für Service und Abrechnung. Ihren Kunden bieten die Stadtwerke durch ladenetz.de grenzenlose E-Mobilität: Das bedeutet eine einfache Nutzung sämtlicher Ladestationen von ladenetz.de mit aktuell rund 1000 angeschlossenen Ladepunkten von über 100 Stadtwerke-Partnern. Hinzu kommen über 10.000 weitere Ladepunkte, die durch Roaming-Abkommen auf nationaler sowie internationaler Ebene den Kunden der Stadtwerke-Partner zur Verfügung stehen.

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Ziel des strategischen Investments der Thüga ist es, direkten Zugang zu Startups und deren Ideen zu bekommen und die eigenen Innovationsaktivitäten damit zu beschleunigen. Trends in verschiedensten Technologiefeldern können frühzeitig erkannt und Kooperationsmöglichkeiten mit Startups ausgelotet werden.

München / Bonn - Als Deutschlands aktivster Investor in Startups hat der High-Tech Gründerfonds seit 2005 bereits mehr als 10.000 innovative Businessmodelle deutscher Startup-Unternehmen geprüft. Gute Ideen unterstützt er initial mit bis zu 600.000 Euro bei der Umsetzung ihrer Geschäftsidee. Der Fokus liegt auf jungen High-Tech-Unternehmen im Alter von ein bis drei Jahren. Neben der finanziellen Beteiligung hat der High-Tech Gründerfonds ein großes Netzwerk von Experten aufgebaut, das die Gründer berät und sie beim Aufbau ihres Unternehmens unterstützt.

Potential für Thüga und Thüga-Gruppe

Für Thüga besonders interessant: Das frühzeitige Erkennen von Technologietrends und die Möglichkeit, mit Startups zu kooperieren. Der Vorsitzende des Vorstands der Thüga, Michael Riechel, zur Beteiligung: „Mit dem High-Tech Gründerfonds wollen wir als Thüga zusätzliche Entwicklungsgeschwindigkeit gewinnen und Ideen aus den Randbereichen der Energiewirtschaft identifizieren, die Potential für die Thüga und die Thüga-Gruppe haben. Wir sehen durch die Beteiligung die Chance, unser Lösungsnetzwerk zu verstärken, um die Zukunft der kommunalen Energieversorgung optimal gestalten zu können.“ Dazu wird im Investitionsausschuss des Fonds künftig ein Thüga-Vertreter sitzen.

Der Fonds hat ein Zielvolumen von bis zu 300 Millionen Euro und wird von dem Bundeswirtschaftsministerium und der KfW-Bank maßgeblich unterstützt. Neben der Thüga investieren namhafte deutsche Unternehmen wie BASF, Robert Bosch oder SAP in den Fonds. High-Tech Gründerfonds-Geschäftsführer Dr. Michael Brandkamp: „Ich freue mich sehr, mit der Thüga ein Netzwerk von 100 Stadtwerken im High-Tech Gründerfonds dabei zu haben. Thüga wird für uns ein Innovations-Hub werden und kann für viele gute Ideen der Startups der erste Vertriebs-Kontakt sein.“

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In einer Studie hat die Unternehmensberatung enervis verschiedene Pfade zur Sektorenkopplung, also der Vernetzung von Strom und Wärme bis 2050, analysiert. Im Fokus stehen die Themen Kosten und Versorgungssicherheit. Thüga hatte die Studie zusammen mit mehreren Unternehmen in Auftrag gegeben.

Aus Sicht der Thüga sind folgende Ergebnisse besonders wichtig: Erdgas bleibt bis mindestens 2040 die kosteneffizienteste CO2-Vermeidungsoption für Wärme und bis 2050 und darüber hinaus ein kosteneffizienter CO2-armer Energieträger für Backup-Kraftwerke.

Um die Klimaschutzziele kosteneffizient zu erreichen, gilt es, Vorfestlegungen zu vermeiden und Technologieoffenheit sicherzustellen: So stellt die Gasinfrastruktur eine wichtige Flexibilitätsoption für die Flankierung der erneuerbaren Energien dar. Eine dekarbonisierte Welt mit Power to Gas (Umwandlung von Strom zu Gas) kann volkswirtschaftlich günstiger sein als eine Welt ohne Gas.

Die Studie zeigt unterschiedliche Pfade in eine CO2-arme Zukunft auf. Im Mittelpunkt stehen dabei die Effekte von Kohleausstieg, Vollelektrifizierung und Einsatz von Strom zu Gas bis 2030 und 2050.

Michael Riechel: „Strom zu Gas ist flexible Zukunftstechnologie“

Der Vorsitzende des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft, Michael Riechel, kommentiert das Ergebnis: „Die Studie zeigt, dass Strom zu Gas eine flexible Zukunftstechnologie ist. Für die Dekarbonisierung des Strom- und Wärmemarkts ist sie notwendig. Gemeinsam mit Partnerunternehmen aus der Gruppe haben wir daher schon seit 2012 in die Praxiserprobung dieser Technologie investiert und bewiesen, dass sie in der Lage ist, Primärregelleistung zur Verfügung zu stellen. Zudem erreicht sie einen Wirkungsgrad von über 70 Prozent und ist smart grid-tauglich. Von der Bundesregierung erwarten wir jetzt, dass sie Rahmenbedingungen für einen stabilen Ausbau dieser Technologie schafft. Das Ziel muss sein, die Kosten weiter zu senken und die Entwicklung wirtschaftlich auskömmlicher Geschäftsmodelle zu ermöglichen.“

Technologieoffenheit sorgt für Kosteneffizienz

Ausgewertet wurden sechs Szenarien zur Dekarbonisierung des Wärmemarktes durch Voll- bzw. Teilelektrifizierung – mit und ohne Strom zu Gas. Die Ergebnisse zeigen klar: Eine weitreichende Sektorenkopplung ist teuer. Dabei liegen die Sektorenkopplungen per reiner „Vollelektrifizierung“ und „Elektrifizierung mit Strom zu Gas“ auf einem ähnlichen Kostenniveau, mit leichten Vorteilen für die Sektorenkopplung mit Strom zu Gas. Julius Ecke von der Unternehmensberatung enervis erklärt dazu: „Unsere Modellierungen zeigen die enormen Kosten einer Vollelektrifzierung des Wärmemarktes. Diese Kosten dürfen nicht weiter aus der aktuellen Energiewende-Diskussion ausgeblendet werden. Das gilt insbesondere, wenn über die „Grüne Vollelektrifizierung“ gesprochen wird, die mittlere Mehrkosten von rd. 30 Mrd. Euro pro Jahr verursachen würde. Um diese volkswirtschaftlichen Kosten zu senken, brauchen wir einen Wettbewerb der Technologien und keine Vorfestlegung auf einzelne Technologien und Infrastrukturen.“ Michael Riechel unterstreicht: „Wer auf dem Weg in die dekarbonisierte Welt vorhandene Infrastrukturen nicht bestmöglich nutzt, vernichtet unternehmerische Werte, schwächt die Versorgungssicherheit in Deutschland und treibt die Kosten für die Endkunden.“

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Bonn/Naila: Die Thüga SmartService GmbH (SmartService) hat heute durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) die Zertifizierung für die Dienstleistung der Smart Meter Gateway Administration (SMGWA) erhalten. Die Zertifizierung erfolgt nach ISO 27001 auf Basis IT-Grundschutz. Ein SMGWA konfiguriert und betreibt das Gateway, die Kommunikationsvorrichtung des intelligenten Messsystems. In dieser wird definiert, wem das Gateway die Daten zur Verfügung stellt.

Bei der Übergabe des Zertifikates durch Thomas Gast, Fachbereichsleiter D 1, führte dieser in den Räumen des Bundesamtes aus: „Mit der Zertifizierung des Informationssicherheitsmanagementsystems (ISMS) bei der SmartService wird ein weiterer wichtiger Baustein auf dem Weg zum sicheren intelligenten Messsystem gelegt. Die Vorgaben des Messstellenbetriebsgesetzes und die dazu mit der Branche erarbeiteten und definierten Anforderungen der TR-03109-6 an einen SMGWA werden im Rahmen der Dienstleistung durch die SmartService für den Markt bereitgestellt. Damit gibt es mehrere unabhängige Dienstleister, die verschieden umfängliche Dienstleistungen für die SMGWA anbieten“.

Grundsätzlich sind Messstellenbetreiber (MSB), die die Aufgabe der SMGWA übernehmen wollen, in der Pflicht ein eigenes Informationssicherheitsmanagementsystem (ISMS) zu etablieren und zertifizieren zu lassen. Diese Pflicht kann entfallen, wenn der MSB die SmartService beauftragt und diese den Betrieb des ISMS übernimmt. Über vertragliche Regelungen wird die Einhaltung von Sicherheitsmaßnahmen gewährleistet, die die SmartService für den jeweiligen Messstellenbetreiber individuell konzipiert und deren Umsetzung stichprobenartig prüft.

Peter Hornfischer, Geschäftsführer der Thüga SmartService, zeigt sich erfreut: „Mit unserer Entscheidung für den IT Grundschutz des BSI haben wir uns vor über zwei Jahren für den richtigen Weg entschieden. Davon profitieren jetzt unsere zahlreichen Kunden. Diese ersparen die zeit- und kostenintensiven Erst- und Folgezertifizierungen eines eigenen ISMS.“

Michael Riechel, Vorsitzender des Aufsichtsrates der Thüga SmartService und zugleich Vorsitzender des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft, unterstreicht die Bedeutung der Zertifizierung durch das BSI: „Der hohe Standard des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik bescheinigt, dass SmartService die höchsten Anforderungen an die Informationssicherheit erfüllt. Das sind die Kunden der Thüga SmartService auch wiederum ihren Kunden schuldig.“

Die Thüga SmartService bietet ein modulares IT- und Dienstleistungsangebot für alle Energieversorger in Deutschland, innerhalb und außerhalb der Thüga-Gruppe, für die Smart Meter Gateway Administration und Prozesse aus dem Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende.

Technische Detailinformation für Fachredakteure: Mit der Zertifizierung des Informationsverbundes der SMGWA-Leitstelle der Thüga SmartService GmbH werden die Anforderungen aus der Technischen Richtlinie TR-03109-6 des BSI umgesetzt. Das ISO 27001-Zertifikat auf Basis von IT-Grundschutz in Verbindung mit der TR bestätigt, dass der technische Betrieb der Leitstelle der SMGWA der SmartService methodisch durch die Anwendung des IT-Grundschutzes abgesichert wird.

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Berlin/München: „Die Verteilnetze nehmen eine zentrale Rolle bei einer kosteneffizienten Realisierung der Energiewende ein. Die Studie zeigt zudem, dass eine intelligente Kombination von dezentralen Netzen und dezentralen Speichern - so wie wir es heute in der Thüga-Gruppe an verschiedenen Stellen austesten - einen Mehrwert darstellen.“, so Markus Last, Leiter Netze der Thüga Aktiengesellschaft. Insgesamt haben fünf Unternehmen der Thüga-Gruppe an der Gemeinschaftsstudie der dena mitgewirkt. In der heute veröffentlichten Studie wurde untersucht, wie sich Energiespeicher für die Flexibilisierung des Stromnetzes nutzen lassen. Neben der betriebswirtschaftlich optimierten Nutzung von Speichern stand daher die Frage im Mittelpunkt der Studie, wie durch Nutzung von Speichern und deren Flexibilität der durch die Energiewende bedingte Netzausbau verringert werden kann. Denn der Ende 2012 veröffentlichten dena-Verteilnetzstudie zufolge muss alleine auf Ebene der Verteilnetze mit einem Ausbau- und Modernisierungsbedarf in Höhe von 27,5 bis 42,5 Mrd. Euro bis 2030 gerechnet werden.

Speicher mit Mehrfachanwendung im Vorteil

Während heute in der Regel ein Speicher für eine Anwendung betrieben wird, wurde in der Studie die Kombination mehrerer Anwendungsfälle untersucht. Dazu zählen unter anderem Netzausbauoptimierung, Regelleistungserbringung, Systemstabilität wie Spannungshaltung, Schwarzstartfähigkeit und Notstromversorgung. Ergebnis ist, dass sogenannte „Multi-Use-Ansätze“ von Speichern, also die Kombination mehrerer Speicheranwendungen, Potenziale für einen betriebswirtschaftlich optimierten Flexibilitätseinsatz bieten.

Untersucht wurden im Rahmen der Studie auch Marktsituationen, in denen gegenläufige Anreize bestehen: Liegt beispielsweise bundesweit eine Stromnachfrage vor, herrscht in der Region des Speichers aber ein Überangebot, dann ist der netzdienliche Einsatz des Speichers in vielen Fällen kostengünstiger als der klassische Netzausbau. Konkret bedeutet das, dass der Speicher weiter Strom dezentral aufnehmen und nicht versuchen sollte, seinen eingespeicherten Strom auszuspeisen. Hierbei ist hervorzuheben, dass eine netzdienliche Fahrweise der Flexibilität nur marginale betriebswirtschaftliche Auswirkungen auf den Speicherbetreiber hat. Dies ist gesamtwirtschaftlich betrachtet vorteilhaft.

Dezentrale Herausforderungen dezentral lösen

Die dena-Studie zeigt ferner auf, dass die Lösung lokaler Netzprobleme - wie beispielsweise eine Leitungsüberlastung in der Niederspannungsebene - am besten durch lokale Signale für einen Flexibilitätsabruf/-einsatz erfolgen sollte. Grundsätzlich kann festgestellt werden, dass lokale Steuerungssignale dabei bundesweiten überlegen sind.

Nach Auffassung der Studienautoren werden die bestehenden rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen einer volkswirtschaftlich optimalen Nutzung von Speicherflexibilitäten nicht gerecht. Speicherbetreiber sollten wie andere Netznutzer Anreize erhalten, ihre Flexibilität dem Netzbetreiber für das Netzengpassmanagement zur Verfügung zu stellen.

Politik muss geeignete Rahmenbedingungen noch schaffen

Hierzu zählt insbesondere eine gleichwertige Behandlung von Investitions- wie Betriebskosten im Rahmen der Anreizregulierung. Innovative Technologien, die dazu beitragen, den Netzausbau zu verringern oder zeitlich zu verschieben, haben in der Regel einen höheren Betriebskosten-Anteil (OPEX). Sofern diese Technologien zum Einsatz kommen sollten, würde dies zu einer Verschiebung von Kapitalkosten (CAPEX) zu Betriebskosten (OPEX) im Vergleich zu heute führen. Der aktuelle Regulierungsrahmen reizt aber tendenziell CAPEX-lastige Investitionen an (=klassischer Netzausbau) und entsprechend weniger die Nutzung innovativer Technologien.

Ein weiterer Ansatz wäre nach Ansicht der Studie die technische Ertüchtigung der Netzbetriebsmittel für den netzdienlichen Flexibilitätseinsatz auch auf Ebene der Niederspannung. Die bestehende Anreizregulierung fördert keine Investitionen in die Sensorik der Verteilnetze. Folglich haben die Netzbetreiber nur einen begrenzten Kenntnisstand der Netzsituation in den unteren Spannungsebenen. Durch Einsatz von Sensorik würden diese die Netzsituation besser kennen und Maßnahmen zur Steigerung der Flexibilitäten ergreifen können.

Weitere Maßnahmen könnten eine Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik sowie der Abbau von verzerrenden staatlichen Steuern und Abgaben darstellen, damit mehr netzdienliche Flexibilität angereizt werden kann. Für die zuletzt genannten Maßnahmen müssen laut Studie aber noch vertiefende Analysen, Pilotprojekte und Kosten-Nutzen-Analysen durchgeführt werden, um ein sinnvolles Vorgehen zu ermöglichen, das alle möglichen Wechselwirkungen im System berücksichtigt.

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Die Mainova Aktiengesellschaft aus Frankfurt am Main hat die Thüga SmartService mit der Rolle des Gateway Administrators beauftragt. „Wir haben den Markt bereits frühzeitig sondiert. Die Thüga SmartService bietet uns mit ihrer hochmodernen Softwarearchitektur ein Höchstmaß an Möglichkeiten, Informationssicherheit und Automatisierung“, fasst Philipp Lübcke, Bereichsleiter IT der Mainova Aktiengesellschaft, die Entscheidung zusammen. Gerade letzteres ist für große Unternehmen wichtig, um den administrativen und manuellen Aufwand zu reduzieren. Neben Unternehmen wie der Mainova und der N-ERGIE hat die Thüga SmartService auch mit mittleren und kleineren Versorgern wie beispielsweise den Stadtwerken Heide, Germersheim, Greven und der Rheinhessische Energie- und Wasserversorgungs-GmbH Verträge abgeschlossen. „Der Gateway Administrations-Prozess ist erst ab einer hohen Anzahl von intelligenten Messsystemen wirtschaftlich darstellbar. Ein Alleingang macht wirtschaftlich keinen Sinn, da die Rollout Aufwände einen hohen Anteil an Fixkosten enthalten. Das bedeutet: Gleich ob 10.000 oder eine Million Gateways administriert werden – eine hohe Investition in die IT ist in jedem Fall erforderlich“, so Peter Hornfischer, Geschäftsführer der Thüga SmartService. Über die Thüga SmartService können sich Messstellenbetreiber deutschlandweit das größte Bündelungspotenzial im Markt von bis zu sieben Millionen Zählpunkten erschließen und ihre spezifischen Kosten damit senken. „Von unseren 70 Pilotprojekten haben sich über die Hälfte der Unternehmen bereits jetzt entschieden, die Gateway Administration mit uns umzusetzen – damit liegen wir sehr gut im Plan“, resümiert Franz Schulte, Geschäftsführer Thüga SmartService die Entwicklung des Smart Meter Rollouts.

• Thüga Erneuerbare Energien nimmt Windpark Lingelbach in Betrieb
• Für Ausschreibungsverfahren gut aufgestellt
• Erdgas Mittelsachsen neuer Gesellschafter

„Mit dem Windpark Lingelbach erweitern und optimieren wir unser Bestandsportfolio“, so Thomas Walther, Geschäftsführer der Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG. Der Windpark liegt nahe der Ortschaft Lingelbach in Hessen. Im Dezember ist die letzte von neun Anlagen des Typs Nordex N117 mit einer Nabenhöhe von 141 Metern und einer Nennleistung von je 2,4 Megawatt (MW) ans Netz gegangen. Der Windpark wird bei einer mittleren Windgeschwindigkeit von rund 6,5 Metern pro Sekunde in Nabenhöhe etwa 60 Millionen Kilowattstunden Strom pro Jahr in das öffentliche Netz einspeisen und so bilanziell gut 17.000 Haushalte mit Strom versorgen. Auch diesen Windpark hat die Thüga Erneuerbare Energien entwickelt und errichtet. Mit dem Windpark Lingelbach ist das Gesamtportfolio der Gesellschaft auf 252 MW angestiegen.

Gemeinsames Vorgehen sinnvoll bei Investitionen in erneuerbare Energien

Die Thüga Erneuerbare Energien plant in 2017, erstmals mit eigenen Projekten an Ausschreibungen teilzunehmen. „Wir sind gut aufgestellt und zuversichtlich, dass wir einen Zuschlag bekommen“, so Walther. Grundsätzlich sieht er aber weiterhin einen harten Wettbewerb bei Windparks: „Die Technik- und Windrisiken sind aufgrund von verlässlicheren Bewertungen und Gutachten sowie der Vollwartung beim Betrieb sehr überschaubar geworden. Das treibt immer mehr Investoren aus anderen Branchen in diesen Markt.“ Insgesamt entwickle sich das Erneuerbare Energien-Geschäft hin zu einem Verkäufermarkt mit deutlich höherer Nachfrage als Angebot. Dementsprechend hoch sind die Preise. „Wir sind aber weiterhin in der Lage - insbesondere durch die eigene Projektentwicklung und den gebündelten Einkauf von Windenergieanlagen - unseren mittlerweile 47 kommunalen Gesellschaftern Projekte anzubieten, die langfristig eine sichere und wirtschaftliche Investition darstellen“ resümiert Walther. Erst kürzlich hat das Unternehmen mit der Erdgas Mittelsachsen einen neuen Gesellschafter gewonnen. „Das zeigt, dass Kooperationen wie die Thüga Erneuerbare Energien für die Unternehmen der Thüga-Gruppe attraktiv sind, wenn es um Investitionen in Erneuerbare geht“, stellt Walther fest.

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München/Karlsruhe: „Mit unserer neuen Beteiligung an der homeandsmart GmbH bauen wir die strategische Digitalisierungskompetenz der Thüga und Partnerunternehmen weiter aus“, so Dr. Gerhard Holtmeier, Mitglied des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Thüga hat sich an dem Unternehmen mit acht Prozent beteiligt, mit der Möglichkeit einer späteren Aufstockung. Weitere Gesellschafter sind die KIC InnoEnergy Germany GmbH sowie die badenova AG & Co. KG. In dem Startup mit Sitz in Karlsruhe arbeiten insgesamt 15 Mitarbeiter. homeandsmart GmbH betreibt seit dem 16. Januar 2017 das gleichnamige Internetportal (www.homeandsmart.de). „Einer der Treiber für den Transformationsprozess in der Energiebranche ist die Digitalisierung. Vernetzte Services und intelligente Geräte rücken immer mehr in den Fokus“, erklärt Holtmeier. "Gleichzeitig ist der Smart Home Markt für den Endverbraucher aber noch unübersichtlich und die Produkte sind erklärungsbedürftig. Hier setzt homeandsmart an. Das Portal punktet durch gut recherchierte und verständlich aufbereitete Informationen sowie Herstellerunabhängigkeit“, ist Holtmeier überzeugt.

Smart Home verständlich und zugänglich machen

Zum Launch sind die 50 Top-Systeme in Deutschland getestet und bewertet worden. Insgesamt hält das Portal über 1.000 Berichte und 400 konkrete Anwendungsfälle zu Smart Home-Systemen und Internet of Things bereit. Es bietet den Verbrauchern Informationen und Beratung zu Einsteigerlösungen wie der alleinigen Heizungs- oder Lichtsteuerung sowie zu Komplettsystemen für die Steuerung von Heizung, Licht, Haushaltsgeräten, Entertainment, Sicherheitssystemen sowie weiteren speziellen Anwendungsfällen an. Umfangreiche Testberichte und ein eigenes Testsiegel mit detaillierten Empfehlungen der Redaktion zu den einzelnen Lösungen helfen den Verbrauchern bei ihrer Kaufentscheidung. „Bisher ist dieses Feld eher technisch getrieben. Mit homeandsmart werden die Themen für die Verbraucher greifbarer und verständlicher und damit für eine breitere Öffentlichkeit zugänglich“, so Holtmeier. Das zentrale Portal wird als Basis dienen, um Stadtwerken perspektivisch ein White Label Angebot zu unterbreiten, das diese in ihren Webauftritt integrieren und zur Kundenbindung verwenden können. „Gerade beim Thema Digitalisierung befinden sich Stadtwerke im starken Wettbewerb zu branchenfremden Unternehmen, die in den Markt dringen. Wer sich hier behaupten will, muss dem Kunden einen Mehrwert bieten, das wollen wir mit diesem Portal erreichen“, unterstreicht Holtmeier die Bedeutung der Beteiligung.

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Der aktuelle Gesetzesentwurf zur Modernisierung der Netzentgeltstruktur des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWi) zielt darauf ab, die vermiedenen Netzentgelte zwischen 44 bis 64 Prozent - je nach Regelzone – ab 1. Januar 2018 zu reduzieren. Zusätzlich sollen die dann noch verbliebenen Entgelte über einen Zeitraum von zehn Jahren auf null abschmelzen. „Die vermiedenen Netzentgelte sind ein wichtiges Finanzierungsinstrument für den Erhalt und Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Mit dem Gesetz würde dieser umweltfreundlichen und wetterunabhängigen Stromerzeugungstechnologie die wirtschaftliche Grundlage entzogen werden“, so Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Die KWK erzeugt dezentral Strom und Wärme, um die Kunden zu versorgen. Der Strom muss daher nicht über große Entfernungen transportiert werden und das deutschlandweite Transportnetz kann kleiner dimensioniert werden. Die dadurch vermiedenen Kosten für den Netzausbau haben bisher die Kraftwerke in Form der vermiedenen Netzentgelte erhalten. „Das hat wesentlich zum Erhalt der KWK beigetragen, da die Strompreise durch den geförderten Ausbau der erneuerbaren Energien stark gesunken sind und die KWK-Erzeugung sonst nicht rentabel zu betreiben wäre“, argumentiert Riechel. „Der Vorstoß des BMWi ist umso unverständlicher, da erst Anfang 2016 das Kraft-Wärmekopplungsgesetz novelliert wurde und der Rahmen für die KWK richtigerweise den veränderten energiewirtschaftlichen Bedingungen angepasst wurde“, so Riechel weiter. Parteiübergreifend bestand Konsens, dass die KWK ein wichtiger Baustein der Energiewende ist, deren Anteil an der Stromerzeugung weiter zu steigern ist. All dies würde bei Umsetzung der aktuellen Planung des BMWi konterkariert.

Ab 1. Januar 2017 nimmt die Thüga SmartService GmbH ihr Geschäft auf. In der neuen Gesellschaft hat die Thüga ihre beiden Töchter, Thüga MeteringService und Thüga Energieeffizienz, zusammengeführt. Wesentliches Ziel dieses strategischen Zusammenschlusses ist, die vorhandenen Digitalisierungslösungen und energiewirtschaftliches Know-how zu bündeln und weiter auszubauen. „Dieser Schritt ist eine logische Antwort auf die Entwicklungen des Energiemarktes“, so Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Die vier Treiber Liberalisierung, Regulierung, Dekarbonisierung und Digitalisierung wirken sich auf das Geschäft der Stadtwerke aus. Zum einen müssen die Unternehmen sinkende Erträge aus Vertrieb und Netz durch effiziente Lösungen kompensieren. Zum anderen wird der Kunde zunehmend autarker, erzeugt und speichert Strom beispielsweise selber und kann über die gesamte Wertschöpfungskette hinweg entscheiden, ob „make or buy“. „Für die Versorger bedeutet das, sie müssen die Anwendungswelt des Kunden technologisch an den Energiemarkt anbinden. Das erfordert ein hohes Maß an informationstechnologischer und energiewirtschaftlicher Kompetenz“, erklärt Peter Hornfischer, bisheriger Geschäftsführer der Thüga MeteringService und künftiger Geschäftsführer der Thüga SmartService. Hinzu kommt, dass eine relativ kleine Kundenzahl eine wirtschaftliche Umsetzung für ein einzelnes Stadtwerk erschwert. Hier setzt das Geschäftsmodell der neuen Gesellschaft an: Es realisiert Skaleneffekte durch die zentrale Bündelung von Dienstleistungen sowie IT- und Expertenwissen, dadurch lassen sich Kosten für das einzelne Unternehmen reduzieren.

Breit abgestimmtes Lösungspaket minimiert Schnittstellen bei Stadtwerken

„Wir bieten zudem eine breite und abgestimmte Lösungswelt an. So lassen sich die Schnittstellen bei unseren Kunden minimieren und sie können ihre Managementressourcen auf die individuelle Marktbearbeitung vor Ort fokussieren“, fasst Franz Schulte, bisher Geschäftsführer der Thüga Energieeffizienz und künftig Geschäftsführer der neuen Gesellschaft, die Vorteile zusammen. Eine Kernaufgabe des Unternehmens ist die Smart Meter Gateway-Administration. "Das Besondere ist, dass wir die Software selber entwickeln und in unseren eigenen Rechenzentren als Software As a Service-Lösung betreiben“, so Hornfischer. Dazu bietet Thüga SmartService umfassende operative Unterstützung von der Anwendung der IT-Plattformen durch eigene Experten bis hin zu White-Label-Lösungen mit abgestimmter Vertriebsunterstützung an.

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Die N-ERGIE Aktiengesellschaft aus Nürnberg geht mit der Thüga MeteringService GmbH eine strategische Kooperation zur Abwicklung der künftigen Gateway Administration (GWA) ein. „Wir haben uns bereits frühzeitig mit den Auswirkungen auf das Messwesen im Zuge des neuen Digitalisierungsgesetzes befasst und den Markt sondiert. Die Thüga MeteringService bietet mit ihrer hochmodernen Softwarearchitektur ein Höchstmaß an Datensicherheit und außerdem die Software- und Prozessunterstützung, die wir benötigen. Dies hat uns überzeugt“, erklärt Dr. Jürgen Kroha, Geschäftsführer der CentraPlus GmbH, die als Tochterunternehmen der N-ERGIE Aktiengesellschaft für Messstellenbetrieb, Kundenservice und Abrechnung verantwortlich ist. Nach Unterzeichnung des Kooperationsvertrags beginnt nun die Projektphase zum Aufbau der IT-Systeme. Die Thüga MeteringService stellt dabei die Hardware, die Rechenzentren und die Software für die Gateway Administration in einem „Software as a Service Model“ bereit. Die N-ERGIE kümmert sich um den operativen Betrieb, wie zum Beispiel das Ausbringen der intelligenten Messsysteme (Rollout), Bedienung des Gateway Administrations-Systems und der erforderlichen Anpassung der Prozesse rund um das Messwesen. Die Beschaffung der intelligenten Messsysteme erfolgt über den gebündelten Einkauf der Thüga Aktiengesellschaft.

Kooperationsmodelle mit über einer Million intelligenter Messsysteme erforderlich

„Mit einem Volumen von über 100.000 intelligenten Messsystemen ist die N-ERGIE für uns ein wichtiger Partner, von dem natürlich auch unsere anderen Kunden profitieren. Denn der Gateway Administrations-Prozess ist erst ab einer hohen Anzahl von intelligenten Messsystemen wirtschaftlich darstellbar“, so Peter Hornfischer, Geschäftsführer der Thüga MeteringService GmbH, zur Kooperation. Thüga schätzt, dass die Einführung von intelligenten Messsystemen in Deutschland in Summe rund zwei Milliarden Euro kosten wird. Ein Alleingang macht wirtschaftlich keinen Sinn, da die Rollout Aufwände einen hohen Anteil an Fixkosten enthalten. Das bedeutet: Gleich ob 10.000 oder eine Million Gateways administriert werden – eine hohe Investition in die IT ist in jedem Fall erforderlich. Nach Berechnungen der Thüga sind Kooperationsmodelle von einer Größenordnung von über einer Million intelligenter Messsysteme erforderlich, um eine effiziente Kostenstruktur zu erreichen. „Der Messstellenbetrieb ist eine Kernkompetenz für Stadtwerke und Netzbetreiber. Mit unserer Plattformlösung ermöglichen wir den Unternehmen, den Messstellenbetrieb zu behalten“, erklärt Hornfischer. Über den Thüga MeteringService können sich Messstellenbetreiber deutschlandweit das größte Bündelungspotenzial im Markt von bis zu 7,7 Millionen Zählpunkten erschließen und ihre spezifischen Kosten damit senken.

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München/Köln: Das Thüga-Führungskräfteprogramm „Verantwortlich – fair – persönlich“, das zusammen mit der Potenziale GmbH entwickelt wurde, ist bei der Verleihung des Europäischen Preises für Training, Beratung und Coaching 2016 mit Silber ausgezeichnet worden. „Wir freuen uns über diesen Preis. Mitarbeiterförderung ist ein ganz zentraler Baustein in der Thüga-Gruppe. Denn es sind Menschen, die Menschen überzeugen, Herausforderungen anzupacken und zu bewältigen“, so Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Die Auszeichnung wird jährlich durch den Berufsverband für Trainer, Berater und Coaches (BDVT) vergeben. Die Jury hat besonders gewürdigt, dass das Thüga-Programm die persönliche Entwicklung von Führungskräften unterschiedlicher Unternehmen in ihrer Verantwortung für Menschen und wirtschaftliche Ergebnisse fördert.

Trainings fokussieren auf Mensch und Ergebnis

Die Energiewirtschaft ist spätestens seit der Liberalisierung eine Branche im Umbruch. Veränderungsprozesse, enger werdende Margen und Wettbewerb kennzeichnen die Arbeitswelt. Der Faktor Führung wird zunehmend erfolgskritisch. „Wir wollen das Mitarbeiterpotential in der Thüga-Gruppe halten, das geht nur, wenn wir ihnen auch Perspektiven bieten können“, so Pascal Aschoff, Leiter Personalentwicklung der Thüga Aktiengesellschaft. Seit über zehn Jahren bietet die Thüga für die rund 100 Unternehmen der Thüga-Gruppe ein einjähriges Förderprogramm an, an dem bisher über 120 Führungskräfte teilgenommen haben. Seit drei Jahren arbeitet Thüga dabei mit den Trainern der Firma Potenziale zusammen. „In unserem Programm entwickeln die Teilnehmer ihre Führungskompetenz und Persönlichkeit. Sie sollen Verantwortung für Menschen und Ergebnisse in Balance bringen“, erklärt Aschoff. Außerdem bietet die Weiterbildung eine gute Möglichkeit, sich auch innerhalb der Thüga-Gruppe zu vernetzen und auszutauschen.

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„Die Absenkung des Eigenkapitalzinssatzes um fast 25 Prozent für die dritte Regulierungsperiode ist unverhältnismäßig und hemmt weitere Investitionen ins Verteilnetz“, so Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft, zur heutigen Festlegung des Eigenkapitalzinssatzes durch die Bundesnetzagentur. Die Absenkungen von gegenwärtig 9,05 auf 6,91 Prozent für Neuanlagen beziehungsweise von 7,14 auf 5,12 Prozent für Altanlagen machen die Verbesserungen aus der jüngsten Novelle der Anreizregulierungsverordnung zunichte. „Künftige Investitionen in den Ausbau und die Modernisierung unserer Verteilnetze werden gehemmt und unser bestehendes Anlagevermögen entwertet“, stellt Riechel fest. Die hundert Unternehmen der Thüga-Gruppe verantworten bundesweit eine Verteilnetzlänge von knapp 190.000 Kilometern im Strom und 70.000 Kilometern im Gas und haben alleine in den letzten fünf Jahren im Zuge der Energiewende in Summe circa 1,3 Milliarden Euro ins Stromnetz und rund eine Milliarde Euro ins Gasnetz investiert.

Eine gewisse Anpassung der Eigenkapitalzinssätze für die dritte Regulierungsperiode ist aufgrund des aktuell niedrigen Zinsniveaus verständlich. „Allerdings hat die Bundesnetzagentur – auch im Vergleich zu anderen europäischen Ländern - die Marktrisikoprämie zu niedrig angesetzt“, so Riechel. Das ist ökonomisch nicht nachvollziehbar, da sich die Risiken der Netzbetreiber gegenüber der letzten Festlegung nicht reduziert, sondern eher erhöht haben, beziehungsweise erhöhen werden. Insbesondere die Geschäftsrisiken durch den Einsatz neuer Technologien sind nicht berücksichtigt. Gerade innovative Technologien stellen eine besondere Herausforderung für die Netzbetreiber dar, da noch keine ausreichenden Betriebserfahrungen vorliegen. Auch im Vergleich zu anderen Sektoren, wie beispielsweise der Telekommunikation, schneidet der Energiesektor verhältnismäßig schlecht ab. „Dies verwundert umso mehr, da die Energiewende massive Herausforderungen für die Netzbetreiber in Deutschland mit sich bringt und noch lange nicht als abgeschlossen gelten kann. Jetzt bleibt zumindest zu hoffen, dass beim Sockeleffekt nochmal nachgebessert wird“, fasst Riechel zusammen. Im Rahmen der Novelle der Anreizregulierungsverordnung soll für Investitionen zwischen 2007 bis 2016 ein Teil des positiven Sockeleffekts entfallen. Dadurch würde investiertes Kapital in die Netze nicht mehr vollständig zurück verdient werden. Der Bundesrat hat dazu einen Entschließungsantrag vorgelegt, der die Bundesregierung dazu auffordert, während der dritten Regulierungsperiode zu prüfen, ob eine Ausweitung der Übergangsregelung beim Sockeleffekt auf die vierte Regulierungsperiode angezeigt ist.

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Marcus Böske wird Werner Bähre in der Geschäftsführung der Energie Südbayern folgen

Die Gesellschafterversammlung der Energie Südbayern GmbH hat Marcus Böske zum Sprecher der Geschäftsführung bestellt. Der 52-jährige studierte Physiker wird damit die Nachfolge von Werner Bähre, der Mitte 2017 altersbedingt in den Ruhestand wechselt, antreten und gemeinsam mit Norbert Kindermann, kaufmännischer Geschäftsführer, das Unternehmen führen. Marcus Böske ist derzeit Alleingeschäftsführer der Netz Lübeck GmbH, einer 100-prozentigen Tochter der Stadtwerke Lübeck GmbH. Derzeit laufen zwischen Marcus Böske und den Stadtwerken Lübeck Gespräche über den Zeitpunkt seines Ausscheidens. Böske wird voraussichtlich im ersten Halbjahr 2017, spätestens jedoch zum 1. August 2017, die Aufgabe bei der Energie Südbayern übernehmen. Gesellschafter der Energie Südbayern GmbH sind zu gleichen Teilen die Stadtwerke München GmbH und die Thüga Aktiengesellschaft.

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Die Novelle schafft zwar den Zeitverzug für künftige Investitionen ab, entwertet aber gleichzeitig Investitionen der letzten Jahre“, so Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft, zur gestern vom Bundeskabinett verabschiedeten Anreizregulierungsverordnung. Für die zwischen 2007 bis 2016 getätigten Investitionen fällt ein bedeutender Teil der positiven Sockeleffekte weg. „Das Kapital, das die Stadtwerke zu dieser Zeit in die Netze investiert haben, kann nicht vollständig zurückverdient werden“, stellt Riechel fest und sieht sich durch den Bundesrat bestätigt. Dieser hat in einem Entschließungsantrag die Bundesregierung aufgefordert, während der dritten Regulierungsperiode zu prüfen, ob die Übergangsregelung nicht um weitere fünf Jahre ausgeweitet werden sollte. „Diese Diskussion werden wir aufmerksam beobachten und begleiten“, so Riechel. Die hundert Unternehmen der Thüga-Gruppe verantworten bundesweit eine Verteilnetzlänge von knapp 190.000 Kilometern im Strom und 70.000 Kilometern im Gas und haben alleine in den letzten fünf Jahren im Zuge der Energiewende in Summe circa 1,3 Milliarden Euro ins Stromnetz und rund eine Milliarde Euro ins Gasnetz investiert. Für künftige Investitionen in Verteilnetze stellt die neue Anreizregulierungsverordnung aus Sicht von Riechel allerdings einen Fortschritt dar. „Denn der Systemwechsel vom Budgetprinzip zum Kapitalkostenabgleich beseitigt den Zeitverzug für künftige Ersatz- wie Erweiterungsinvestitionen.“

Ulrich Danco übernimmt ab 1. Oktober 2016 den Vorsitz der Geschäftsführung der Syneco Trading GmbH. „Mit Ulrich Danco haben wir einen ausgewiesenen Experten mit langjähriger Branchenerfahrung für die Leitung der Syneco Trading gewinnen können“, zeigt sich Dr. Matthias Cord, stellvertretender Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft und Vorsitzender der Gesellschafterversammlung der Syneco Trading mit der Entscheidung zufrieden. Danco war zuletzt Vorsitzender der Geschäftsführung von Uniper Energy Sales GmbH und verfügt über umfangreiche Erfahrung, wie durch Kombination von Dienstleistungen und Handelsprodukten Mehrwert für Stadtwerke generiert wird. Danco wird das Unternehmen zusammen mit den Geschäftsführern Dr. Johannes Angloher und Frank Peter Döring führen. „Damit ist ein wichtiger Schritt zur neuen Marktausrichtung der Syneco Trading vollzogen“, fasst Cord zusammen.

Syneco Trading gesellschaftsrechtlich und operativ neu aufgestellt

Hintergrund dieser Neuausrichtung der Syneco Trading ist, dass der Energiehandel von den Veränderungen auf dem Energiemarkt besonders betroffen ist: Die Geschäfte werden kleinteiliger und margenärmer. Auf diese Veränderungen hat die Thüga Aktiengesellschaft bereits Anfang des Jahres reagiert und ihre Energiehandelsplattform, Syneco Trading, gesellschaftsrechtlich und operativ neu aufgestellt. Zum einen ist Thüga seit März 2016 alleinige Gesellschafterin des Unternehmens. Zum anderen wird neben dem klassischen Handel das Dienstleistungsgeschäft künftig eine zentrale Rolle spielen. Angesichts dieser Veränderungen wird Thomas Gollnow, bisheriger Vorsitzender der Geschäftsführung, das Unternehmen zum 31. Juli 2016 auf eigenen Wunsch verlassen, um sich neuen beruflichen Herausforderungen zu stellen. „Thomas Gollnow hat mit seiner Expertise die Syneco in den zurückliegenden 16 Jahren aufgebaut und zu einem attraktiven Handelshaus entwickelt. Dafür sind wir ihm außerordentlich dankbar“, so Cord.

Dienstleistungen rücken in den Fokus

„Wir sind zuversichtlich, dass wir mit der inhaltlichen und personellen Neuausrichtung der Syneco auch künftig eine bedeutende Rolle im Energiehandel spielen werden“, ist Cord überzeugt. Dienstleistungen rund um Marktinformation, Portfoliobewirtschaftung und Lieferlogistik werden bereits zunehmend nachgefragt und rücken künftig in den Fokus der Syneco. Die Bedeutung, die die Syneco künftig innerhalb und auch außerhalb der Thüga-Gruppe haben wird, zeigt sich auch an den über 100 Unternehmen, die das Angebot in Anspruch nehmen. Aus Sicht von Syneco ist es ein Vertrauensbeweis und Garant für die Kontinuität des Unternehmens.

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• Bundesrat macht Weg frei für Messstellenbetriebsgesetz
• Geschäft unterliegt harter Regulierung durch Preisobergrenzen
• Kooperationen helfen, neue Aufgaben wirtschaftlich zu betreiben

In seiner heutigen Sitzung hat der Bundesrat den Weg für das Messstellenbetriebsgesetz, dem sogenannten „Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende“, frei gemacht. Damit kommt es zu einem grundlegenden Umbruch in der Marktordnung mit weitreichenden Folgen für die Energieversorger. „Mit der Einführung der intelligenten Messsysteme sind hohe Kosten- und Erlöswirkungen verbunden. Nach unseren Berechnungen müssen die Unternehmen der Branche deutschlandweit alleine auf der Investitionsseite mit rund zwei Milliarden Euro rechnen“, fasst Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft, die Herausforderungen zusammen.

Geschäft unterliegt harter Regulierung durch Preisobergrenzen

Laut Gesetz müssen Messstellenbetreiber ab 2017 bis 2032 alle klassischen Ferraris-Zähler durch moderne Messeinrichtungen austauschen. Bei bestimmten Kundengruppen sind diese zudem mit sogenannten Gateways zu einem intelligenten Messsystem zu kombinieren, das die Messwerte digital an definierte Empfänger wie Netzbetreiber, Lieferanten oder sonstige berechtigte Marktteilnehmer leitet. Nach Auffassung der Thüga unterliegt diese Aufgabe beziehungsweise dieser Markt gleichzeitig einer harten Regulierung. Ungeachtet der individuellen Kostensituation der Messstellenbetreiber sind die Erlöse durch Preisobergrenzen festgelegt. Das heißt nicht der Markt, sondern der Gesetzgeber entscheidet über die Erlössituation der Unternehmen. „Angesichts der bereits definierten Preisobergrenzen stehen die meisten Verteilnetzbetreiber in Deutschland vor der Frage, wie sie diese neu definierte Marktrolle in kompletter Eigenregie wirtschaftlich betreiben können“, skizziert Riechel die Folgen.

Kooperationen helfen, neue Aufgaben wirtschaftlich zu betreiben

Nach Berechnungen der Thüga sind Kooperationsmodelle von einer Größenordnung über einer Million Kunden erforderlich, um eine effiziente Kostenstruktur zu erreichen. Über den Thüga MeteringService können sich Messstellenbetreiber deutschlandweit das größte Bündelungspotenzial im Markt von bis zu 7,7 Millionen Zählpunkten erschließen. Auf dieser Basis haben drei Thüga Servicegesellschaften - Thüga MeteringService, Conergos, E-MAKS - ein Lösungspaket entwickelt, das die Messstellenbetreiber in die Lage versetzt, die neuen Aufgaben wirtschaftlich zu erfüllen.

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• Gesamt-Profit-Pool der deutschen leitungsgebundenen Energiewirtschaft rückläufig
• Wertschöpfungsstufen unterschiedlich stark betroffen
• Thüga-Gruppe in Summe gut aufgestellt
• Thüga passt Beratungs- und Unterstützungsangebot auf sich verändernde Marktlage an

Liberalisierung, Regulierung, Dekarbonisierung und Digitalisierung – das sind die wesentlichen Treiber für den Strukturwandel in der Energiebranche. Welche Auswirkungen haben diese Entwicklungen auf Stadtwerke in Deutschland? Welche Handlungsfelder ergeben sich daraus für die Thüga und ihre Partnerunternehmen? Das hat die Thüga mit 50 Experten aus der Thüga-Gruppe und A.T. Kearney im vergangenen Jahr analysiert. Thüga rechnet grundsätzlich mit einem Rückgang des Gesamt-Profit-Pools der Energie- und Wasserversorgungsunternehmen in Deutschland von 19,8 Milliarden Euro im Jahr 2011 auf 15,6 Milliarden Euro bis 2024. “Die Thüga-Gruppe hat den Vorteil, dass ihr Schwerpunkt vor allem im Netz- und Vertriebsgeschäft liegt. Insofern sind wir von den wirtschaftlichen Einbrüchen in der konventionellen Erzeugung und im Handel weniger stark betroffen“, erklärt Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Bei der Analyse haben die Experten das operative Ergebnis (EBIT = Gewinn vor Zinsen und Steuern) aller Branchenakteure über alle Wertschöpfungsstufen für das Ausgangsjahr 2011 ermittelt und unter Berücksichtigung der Marktentwicklung das Ergebnis für das Jahr 2024 abgeschätzt.

Wertschöpfungsstufen unterschiedlich stark betroffen

„Die Auswirkungen auf die einzelnen Wertschöpfungsstufen sind sehr unterschiedlich“, fasst Riechel zusammen. So wird sich der EBIT der zentralen Erzeugung von acht Milliarden Euro im Jahr 2011 auf 3,8 Milliarden Euro in 2024 halbieren1. Bei der dezentralen Erzeugung wird hingegen mit einem Anstieg von 1,9 auf 4,9 Milliarden Euro im Jahr 2024 gerechnet. Wachstumstreiber ist vor allem die Stromerzeugung aus Sonne und Wind. Von dieser Entwicklung profitieren die Energieversorger jedoch nur bedingt, da viele Anlagen in den Händen privater Investoren liegen. Im Handelsbereich steigen zwar die Transaktionen aufgrund des Ausbaus der wetterabhängigen und somit schwankenden Erzeugungsquellen, allerdings mit vergleichsweise geringen Mengen und auch Margen. Die Entwicklung des EBIT bei den zentralen Speichern ist ebenfalls rückläufig. Die Bedeutung von dezentralen Speichern zum Ausgleich zwischen den Phasen mit hohem, über der Nachfrage liegendem Stromangebot und denen der ‚Dunkelflaute‘ ist dennoch unbestritten. Die Prognose für das operative Ergebnis des Netzgeschäfts fällt grundsätzlich mit einem Rückgang von vier Prozent relativ stabil aus. Hier sind allerdings die Erträge der überregionalen Transportnetze enthalten, die einer deutlich investitionsfreundlicheren Regulierung unterliegen. „Ob die Verteilnetzbetreiber ihre Ergebnisse trotz großer Kraftanstrengung und laufender Optimierungen überhaupt stabil halten können, ist ungewiss“, so Riechel. Im Vertriebsgeschäft geht der EBIT in Höhe von rund zwei Milliarden Euro des Jahres 2011 um circa 25 Prozent zurück. „Wir gehen davon aus, dass der Kostendruck im Vertrieb anhält und durch neue Marktteilnehmer aus anderen Branchen eher noch verschärft wird“, fasst Riechel zusammen.

1 Aus Gründen der Untersuchungsmethodik wurde die Offshore-Windkraft diesem Bereich zugerechnet. Würde man die Offshore-Windkraft aus der zentralen Erzeugung herausrechnen, dann würde der Profit-Pool-Rückgang für die verbleibenden konventionellen Anlagen, im Wesentlichen Kernkraft, Braun- und Steinkohle sowie Gas, noch deutlicher erfolgen.

Fundamentalentwicklungen stellen Stadtwerke vor große Herausforderungen

Die Ergebnisse des Strategie-Review zeigen, dass die vier großen Treiber sich auf alle Wertschöpfungsstufen und auf die bestehenden, traditionellen Geschäfts- und Organisationsmodelle der Stadtwerke in Deutschland auswirken. Diese fundamentalen Marktentwicklungen stellen Unternehmen – insbesondere kleine und mittelgroße – vor größere Herausforderungen. „Die Frage ist, kann ein einzelnes Stadtwerk all diese Herausforderungen allein bewältigen? In der Thüga-Gruppe verfügen wir über eine gute Ausgangsposition. Durch Zusammenarbeit schaffen wir bereits heute einen Mehrwert. Dies wollen wir weiter ausbauen und intensivieren“, so Riechel.

Exzellenz im Kerngeschäft und Zusammenarbeit stehen im Fokus der Thüga-Partner

Im Rahmen des Strategie-Review haben die involvierten Unternehmen der Thüga-Gruppe untersucht, wie sie ihre Wettbewerbs- und damit Zukunftsfähigkeit ausbauen können. „Schuster bleib bei deinen Leisten, sprich Konzentration auf das Kerngeschäft, ist ein zentrales Arbeitsergebnis. Das heißt aber nicht ‚weiter so‘, sondern kontinuierliche Verbesserung“, resümiert Riechel. „Exzellenz im Kerngeschäft“ bedeutet Sicherung, Optimierung und Weiterentwicklung beim Netz- und Vertriebsgeschäft sowie bei der Erzeugung und im Handel. Das erfordert vor allem eine Kosten- und Prozessoptimierung und eine noch stärkere Ausrichtung auf die Kunden. Wichtig sind zudem eine laufende Weiterentwicklung der Kompetenzen und der Aufbau neuer profitabler Geschäftsfelder. Dazu wollen die Unternehmen der Thüga-Gruppe ihre Zusammenarbeit noch verstärken, um Skaleneffekte und Kostenvorteile zu erzielen. Beides spielt auch bei der Entwicklung von Digitalisierungsstrategien eine wichtige Rolle.

Thüga passt Beratungs- und Unterstützungsangebot auf sich verändernde Marktlage an

Aufbauend auf der Stadtwerke-Strategie haben die Unternehmen einen klaren Auftrag an die Thüga formuliert, ihr Beratungsportfolio im Hinblick auf das Kerngeschäft auszubauen und Zusammenarbeitsplattformen weiter zu entwickeln. Thüga hat daraus drei Handlungsfelder für sich abgeleitet: Fokussierung auf die Beratung als Wertstellhebel bei der Entwicklung der Unternehmen, Justierung und stärkere Verzahnung ihrer sieben Servicegesellschaften und Plattformen sowie Wachstum auch durch Beteiligungen an Start-up Unternehmen zur Stärkung der Innovationskraft. In allen Handlungsfeldern sind Projekte entweder bereits abgeschlossen oder befinden sich in der Umsetzung: Das Projekt „Beratung“ stellt beispielsweise das bestehende Beratungsangebot der Thüga auf den Prüfstand, daraus hat sich schon ein neues IT-Leistungsportfolio ergeben. „Mit der geplanten Einführung von intelligenten Messsystemen steigen die Anforderungen an die Unternehmen nochmals. Wir sehen kaum eine Chance, dass sich Stadtwerke hier in einer ‚stand-alone‘-Position behaupten. Thüga hat mit rund sieben Millionen Zählern das deutschlandweit größte Bündelungspotential“, stellt Riechel fest. Damit den Partnern der Thüga auch künftig ein wirtschaftlicher Messstellenbetrieb sicher ist, haben Conergos, E-MAKS und Thüga MeteringService gemeinsam ein Lösungspaket geschnürt. Außerdem hat sich die Thüga Anfang des Jahres am Start-up eness GmbH beteiligt, das über Stadtwerke Photovoltaikanlagen mit Speicher an Endkunden vertreibt. „Die Unternehmen der Thüga-Gruppe sind in Summe gut aufgestellt. Das zeigen auch die Geschäftszahlen 2015. Dennoch werden wir den Thüga-Verbund und die Thüga kontinuierlich weiter entwickeln und uns immer wieder an den Herausforderungen des Marktes ausrichten“, stellt Riechel klar.  

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München/Hannover: Der PEM (Protonen-Austausch-Membran)-Elektrolyseur der Firma ITM Power aus Großbritannien ist für den Hermes Award nominiert worden. Ein Elektrolyseur dieses Typs von ITM ist das Kernstück der Strom zu Gas-Anlage der Thüga-Gruppe. „Diese Auszeichnung bestätigt uns in unserer Technologieauswahl“, so Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Eine unabhängige Jury unter dem Vorsitz von Prof. Dr. Dr. h. c. mult. Wolfgang Wahlster, Vorsitzender der Geschäftsführung des Deutschen Forschungszentrums für Künstliche Intelligenz (DFKI), hat insgesamt fünf Unternehmen für den Hermes Award 2016 nominiert. Er gilt weltweit als einer der bedeutendsten Innovationspreise für die Industrie. Bei der Eröffnungsfeier der Hannover Messe in Anwesenheit von Bundeskanzlerin Angela Merkel und US-Präsident Barack Obama wurden die Projekte der fünf nominierten Unternehmen vorgestellt und der Gewinner – die HARTING Technologiegruppe, Espelkamp (Deutschland) - bekannt gegeben.

Anlage leistet Pionierarbeit in vielen Bereichen

„Die Strom zu Gas-Anlage der Thüga-Gruppe war die erste ihrer Art, in der wir den PEM-Elektrolyseur so eingesetzt haben und wertvolle Erkenntnisse für die Praxis sammeln konnten“, so Phil Doran, Geschäftsführer ITM Power. Die 13 Partnerunternehmen der Strom zu Gas-Plattform haben sich für diese Technologie entschieden, weil sie umweltfreundlich ist, die Anlage lastflexibler macht und eine sehr kompakte Bauweise aufweist. Die Strom zu Gas-Anlage der Thüga-Gruppe war die erste bundesweit, die 2013 Strom mittels Elektrolyse in Wasserstoff umgewandelt und in das Gasverteilnetz eingespeist hat. „Mit unserem Strom zu Gas-Projekt leisten wir in vielen Bereichen Pionierarbeit, daher sind unsere Ergebnisse auch von hoher Relevanz“, betont Riechel. Die Anlage hat einen Wirkungsgrad von über 70 Prozent (bezogen auf den Brennwert) und ist smart grid-tauglich. Das heißt, mit Hilfe einer entsprechenden, neu entwickelten Echtzeit-Steuerung konnte sie in einem virtuellen Verbund mit weiteren Anlagen Unterschiede zwischen Stromerzeugung und –verbrauch intelligent aussteuern. „Dieses Ergebnis ist entscheidend, um die Strom zu Gas-Technologie zur Speicherung größerer Energiemengen einzusetzen, denn sie erfüllt ihren Zweck erst dann, wenn sie automatisch auf sich ständig ändernde Bedingungen in der Erzeugung und beim Verbrauch reagiert“, erklärt Riechel. Die Integration des stetig wachsenden Anteils an Wind- und Sonnenenergie in die bestehende Stromversorgung ist gegenwärtig schwierig, auch da deren Einspeisung fluktuiert. Nur mit ausreichend intelligenten Speichersystemen für regenerativen Strom kann die Energiewende gelingen.

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„Der Windpark Külsheim ist der erste Windpark, den wir zusammen mit dem Stadtwerk vor Ort von der Entwicklung, über Finanzierung bis hin zur Baubeschaffung und –betreuung in kompletter Eigenregie ans Netz gebracht haben“, so Thomas Walther, Geschäftsführer der Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG. Der Windpark befindet sich im Waldgebiet „Taubenloch“ im Main-Tauber-Kreis in Baden-Württemberg. Im April ist die letzte von fünf Anlagen des Typs Nordex N117 mit einer Nabenhöhe von 141 Metern und einer Nennleistung von je 2,4 Megawatt (MW) an das Netz gegangen. Der Windpark wird bei mittlerer Windgeschwindigkeit circa 31 Millionen Kilowattstunden Strom pro Jahr in das öffentliche Netz einspeisen und so knapp 9.000 Haushalte mit elektrischer Energie versorgen können. Das Gesamtportfolio der Thüga Erneuerbare Energien ist mit dem Erwerb des neuen Windparks auf 229 MW angestiegen.

Bürger tragen Windpark finanziell mit

„Die Bürger vor Ort haben das Projekt von Anfang an mitgetragen und können sich auch finanziell beteiligen“, so Dr. Norbert Schön, Geschäftsführer des Stadtwerk Tauberfranken. Gegenwärtig halten das Stadtwerk Tauberfranken und die Thüga Erneuerbare Energien jeweils 50 Prozent an dem Windpark. Angedacht ist, dass sich die Bürger über das Stadtwerk Külsheim mit 15 Prozent beteiligen können. Die Anteile der Thüga Erneuerbare Energien und des Stadtwerk Tauberfranken würden sich dann entsprechend reduzieren. „Der Wechsel zu umweltschonenden Energiequellen und die Realisierung einer nachhaltigen Energieversorgung stehen für uns schon lange im Fokus. Mit dem Windpark Külsheim erzeugen wir erstmals regenerative Energien aus Windkraft selber vor Ort“, erklärt Schön. Bis 2020 will das Stadtwerk Tauberfranken 50 Prozent des im Netz benötigten Stroms mit Erneuerbare Energien-Anlagen selbst erzeugen.

Gutes Beispiel kommunaler Zusammenarbeit

„Für mich ist der Windpark Külsheim ein gutes Beispiel für kommunale Zusammenarbeit auch unter unseren Gesellschaftern“, so Walther. Das Stadtwerk Tauberfranken wird künftig die technische Betriebsführung vor Ort übernehmen. Die Thüga Erneuerbare Energien wird sich um das kaufmännische und technische Management kümmern während die Harz Energie – weiterer Gesellschafter der Thüga Erneuerbare Energien – in ihrer Leitwarte die Überwachung der Anlagen übernehmen wird.

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„Neben dem Erwerb schlüsselfertiger Windparks haben wir in den zurückliegenden zwei Jahren viel Energie in den Aufbau der Projektentwicklung gesteckt. Neben unseren eigenen Kompetenzen setzen wir aber auch auf Kooperationen“, so Thomas Walther, Geschäftsführer der Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG. Vor diesem Hintergrund hat das Unternehmen mit der Energiekontor AG aus Bremen einen Kooperationsvertrag abgeschlossen. Gemeinsam wollen sie Windparks in Nordrhein-Westfalen in einer Größenordnung von zunächst 50 Megawatt (MW) entwickeln. Gegenwärtig befinden sie sich in der Standortidentifikation. Mit einer ersten Genehmigung rechnet Walther in der zweiten Jahreshälfte 2017. „Mit Energiekontor haben wir einen erfahrenen, zuverlässigen Projektentwickler an Bord, der bundesweit gut vernetzt ist und in Nordrhein-Westfalen mit einem eigenen Büro vertreten ist. Das kann sich positiv auf die Projektentwicklung auswirken“, meint Walther. „Entscheidend ist aber vor allem, dass wir im Rahmen der Ausschreibungen den Zuschlag für unsere Windparks bekommen.“ Denn ab 2017 ermittelt die Bundesnetzagentur die finanzielle Förderung für Strom aus erneuerbaren Energien über Ausschreibungen. Bei diesem Modell werden die Mengen von erneuerbare Energien Kapazitäten, die jährlich zugebaut werden sollen, festgelegt und über Auktionen versteigert.

Bei ihrem Engagement in Nordrhein-Westfalen geht es der Thüga Erneuerbare Energien vor allem um die mittelfristige Projektpipeline ab 2017. „In 2016 realisieren wir bereits mehrere Projekte“, so Walther. In eigener Regie baut die Thüga Erneuerbare Energien beispielsweise im mittelhessischen Lingelbach und im baden-württembergischen Külsheim Windparks. In Lingelbach hat die Bauphase begonnen. Dort entsteht ein Windpark mit neun Anlagen des Typs Nordex N117 mit einer Nabenhöhe von 140 Metern und einer Nennleistung von je 2,4 MW. In Külsheim ist die Fertigstellung der fünf Anlagen des gleichen Typs in der Endphase. Die Arbeiten kommen gut voran, so dass die Inbetriebnahme aller Anlagen bis Ende April abgeschlossen sein wird. Darüber hinaus hat die Thüga Erneuerbare Energien kürzlich den Windpark Wansleben im Südharz von der eno energy GmbH erworben. Mit der eno energy ist weiter eine strategische Partnerschaft vorstellbar, zum Beispiel bei der Projektentwicklung, dem Einsatz von eno Windanlagen in eigenen Projekten sowie beim Kauf von schlüsselfertigen Windparks.

„Ich sehe gute Chancen, dass wir mit der aktuellen Pipeline an Projekten, die noch unter dem jetzigen Erneuerbare-Energien-Gesetz genehmigt werden, unser Gesamtportfolio bis Ende 2017 um circa 75 Megawatt auf 300 Megawatt ausbauen können“, ist Walther überzeugt.

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Der 2015 fertiggestellte Windpark nahe Teutschenthal und Wansleben im Landkreis Mansfeld-Südharz umfasst vier Anlagen mit je 3,5 Megawatt (MW) des Anlagenherstellers eno energy GmbH. Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG hat mit dem Kauf dieses Windparks die Chance genutzt, ihr Windparkportfolio um einen neuen Anlagentyp zu erweitern. Das Gesamtportfolio der Gesellschaft ist mit dem Erwerb des neuen Windparks auf 223 MW angestiegen.

Engere Zusammenarbeit angestrebt

Angedacht ist eine strategische Partnerschaft mit eno energy, aus der sich in Zukunft weitere Projekte ergeben könnten. Thüga Erneuerbare Energien Geschäftsführer Thomas Walther: „Wir sehen eine Reihe von Anknüpfungspunkten mit eno energy. Beginnend bei der gemeinsamen Projektentwicklung, über den Einsatz von eno Windanlagen in unseren Projekten bis hin zum Kauf von schlüsselfertigen Windparks.“ Die eno energy GmbH aus Rostock errichtet seit 1999 Windparks in Deutschland und Europa. Sie hat fast 300 Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 550 MW realisiert. Seit 2008 produziert das Unternehmen eigene Windenergieanlagen und hat inzwischen circa hundert Maschinen errichtet. „Eines unserer Ziele ist es, kontinuierlich und gemeinsam mit namhaften Partnern Windparks zu entwickeln – das können wir uns mit der Thüga Erneuerbaren Energien sehr gut vorstellen“, so Karsten Porm, Geschäftsführer der eno energy.

Eigene Projektentwicklung läuft gut

In eigener Regie baut die Thüga Erneuerbare Energien derzeit Windparks im mittelhessischen Lingelbach und im baden-württembergischen Külsheim. In Lingelbach hat die Bauphase begonnen. Dort entsteht ein Windpark mit neun Anlagen des Typs Nordex N117 mit einer Nabenhöhe von 140 Metern und einer Nennleistung von je 2,4 MW. In Külsheim sind bereits alle fünf Betontürme des gleichen Anlagentyps errichtet worden. Die Arbeiten kommen gut voran, die Inbetriebnahme soll planmäßig im Frühjahr 2016 erfolgen.

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• Thüga-App überzeugt bei Nutzerfreundlichkeit und Geschäftsmodell
• Frühe Positionierung in Wachstumsmärkten wie Smart Home wichtig
• Innovationen sind für Thüga-Gruppe "Kernaufgabe der Zukunft"

Auf der E-world energy & water 2016 ist die Smart Home-App „daheim“ der Thüga Innovationsplattform mit dem „Energy App Award“ im Bereich „Customer Benefit“ ausgezeichnet worden. Unter insgesamt mehr als 60 Einsendern hat die Jury – bestehend aus Vertretern von Google, RWE, conenergy und der WirtschaftsWoche - die Thüga-App ausgewählt. Bewertungskriterien waren neben der Vielfalt der Anwendungsmöglichkeiten für den Nutzer auch die Frage, ob die App das alltägliche Leben erleichtern kann sowie der Umgang mit Datensicherheit, Leistungsfähigkeit und das Geschäftsmodell hinter der App. “Bei der Thüga-App haben uns besonders der Co-Branding Ansatz sowie die Fürsorgefunktion überzeugt“, begründet Dr. Roman Dudenhausen, Vorstand der conenergy ag und Vorsitzender der Jury, die Entscheidung.

Frühe Positionierung in Wachstumsmärkten wichtig

Seit Sommer 2015 ist das Smart Home-Produkt „daheim“ für die Unternehmen der Thüga-Gruppe verfügbar. Mit der App „daheim“ können Nutzer alle wichtigen Funktionen wie Heizung oder Licht im Haushalt steuern und bleiben informiert über das Wohl von fürsorgebedürftigen Angehörigen. Entwickelt hat das White-Label-Produkt die Thüga Innovationsplattform zusammen mit weiteren Unternehmen der Thüga-Gruppe. Die ESWE Versorgungs AG, die Mainova AG sowie die RhönEnergie Fulda GmbH haben „daheim“ bereits erfolgreich bei Ihren Kunden eingeführt – weitere Partnerunternehmen stehen vor der Markteinführung. „Eine frühe Positionierung in Wachstumsmärkten wie dem Smart Home-Markt ist essentiell, um sich als kompetenter regionaler Ansprechpartner zu etablieren“, meint Dr. Matthias Cord, stellvertretender Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft.

Ansporn für weitere Innovationen

Für Cord sind Innovationen Kernaufgabe der Zukunft: „Uns geht es darum, neue marktfähige Lösungen für die Unternehmen der Thüga-Gruppe zu entwickeln. Wir freuen uns sehr über den Preis. Er zeigt, dass wir auf dem richtigen Weg sind. Zugleich ist er ein Ansporn, weiter gemeinsam mit den Partnerunternehmen nach neuen, attraktiven Geschäftsmodellen zu suchen und so die regionalen Marken zu stärken.“ Vor diesem Hintergrund hat sich Thüga Anfang des Jahres auch am Start-up Unternehmen eness GmbH aus München beteiligt. Eness vertreibt Solaranlagen mit Speicher über Stadtwerke an Endkunden. In 2015 haben eness und Thüga das Produkt „daheim Solar“ entwickelt, das auf hohes Interesse bei den Thüga-Partnerunternehmen gestoßen ist.

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• Beteiligung an Startups neues Thüga-Geschäftsfeld
• Direktvertrieb steht im Fokus von "daheim Solar"
• Marktpotential von Solaranlagen mit Speicher gemeinsam erschließen

„Zur künftigen Thüga-Strategie gehört auch, dass wir uns an neuen, innovativen Unternehmen beteiligen, sofern diese einen energiewirtschaftlichen Kontext haben und einen Mehrwert für die Thüga-Gruppe bieten“, so Dr. Matthias Cord, stellvertretender Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Vor dem Hintergrund hat sich die Thüga erstmalig an einem Startup-Unternehmen – der Münchner eness GmbH (eness) – beteiligt. Das Unternehmen vertreibt Solaranlagen mit Speicher unter anderem über Stadtwerke an Endkunden. eness und Thüga kooperieren bereits seit Anfang 2015 miteinander. Im Rahmen der Innovationsplattform der Thüga-Gruppe haben beide Firmen gemeinsam das Produkt „daheim Solar“ entwickelt und stoßen damit auf hohes Interesse bei den Thüga-Partnerunternehmen.

Direkter Kundenkontakt steht im Fokus

„daheim Solar“ besteht aus einer Photovoltaikanlage mit einem Stromspeicher. Das ermöglicht dem Kunden, seinen gesamten jährlichen Strombedarf durch selbstproduzierten Sonnenstrom vom Dach zu circa 65 Prozent zu decken und sich damit von steigenden Strompreisen unabhängig zu machen. Außerdem leistet er damit seinen Beitrag zur Energiewende. „Was unser Geschäftsmodell dabei auszeichnet ist, dass wir im ständigen Dialog mit dem Endkunden sind. Der Online-Vertrieb ist für uns nur eine Ergänzung“, so Felix Heitzer, Geschäftsführer der eness. „Wir haben festgestellt, dass bei den Kunden ein hoher Beratungsbedarf besteht, da die Produkte hochtechnisch sind und für jeden Kunden individuell angepasst werden. Diese Kompetenz können viele Stadtwerke aber oftmals nicht in der notwendigen Geschwindigkeit, die der Markt erfordert, aufbauen. Und da setzt eness an“, erklärt Cord. Beauftragt durch das jeweilige Stadtwerk, suchen die eness Vertriebsmitarbeiter die Kunden zu Hause auf und beraten sie über „daheim Solar“. Zusätzlich übernimmt eness nach Auftragserteilung das gesamte Projektmanagement, bestehend aus Dienstleistersteuerung (z.B. Handwerker), Solarmodul- und Speichereinkauf sowie die Kundenbetreuung. Das Stadtwerk kann sich somit auf sein Kerngeschäft konzentrieren und erweitert gleichzeitig sein Leistungsportfolio für seine Kunden.

Markpotential gemeinsam erschließen

Bereits in 2015 hat eness zusammen mit fünf Stadtwerken aus der Thüga-Gruppe, über die „daheim Solar“ vertrieben wurde, einen Umsatz von 2,5 Millionen Euro erwirtschaftet. Zahlreiche weitere Energieversorger befinden sich entweder schon im Implementierungsprozess für 2016 oder haben bereits ihr Interesse an dem Produkt bekundet. „Wir sehen in diesem Markt innerhalb und außerhalb der Thüga-Gruppe noch ein hohes Potential, das wir erschließen möchten. Daher war es für uns ein logischer Schritt, dies mit eness gemeinsam zu tun“, erklärt Cord die Beteiligung an dem Unternehmen. „Mit Thüga als Gesellschafter erschließen wir uns nicht nur Wachstumskapital, sondern zusätzliches energiewirtschaftliches Know-how und einen Zugang zu den Unternehmen der Thüga-Gruppe“, so Heitzer.

Über die eness GmbH:

Die 2013 gegründete eness GmbH ist auf die Entwicklung, Implementierung und den Betrieb von Geschäftsmodellen im Bereich erneuerbarer Energien sowie autarker und effizienter Energieversorgung mit Direktvertrieb spezialisiert. Neben eigenen Produkten für den Endkunden gestaltet eness auch Produkte für andere Unternehmen. Beschaffung, Marketing, Vertrieb, After-Sales sowie Kundenbetreuung werden entweder durch die eness selbst oder den Partner vollständig übernommen. Mit „daheim Solar“ wurde ein Geschäftsmodell entwickelt, das sich an regionale Energieversorger richtet. Es bietet diesen die Möglichkeit, den Ausbau erneuerbarer Energien zu unterstützen und durch die Zusammenarbeit mit regionalen Partnern die Region zu stärken. Weiterhin dient es den Energieversorgern zur Intensivierung der Neukundenakquise sowie Ihrer Kundenbindung. Pressekontakt: siehe Thüga

Über die Thüga-Innovationsplattform:

Die Thüga-Innovationsplattform entwickelt seit 2011 mit den Partnerunternehmen der Thüga-Gruppe und unter Leitung des Innovationsmanagements der Thüga Aktiengesellschaft kurz- bis mittelfristig kommerzialisierbare Produkt- und Geschäftsmodellinnovationen. Durch die gemeinschaftliche Finanzierung von Projekten rund um die neuen Technologien der Energiewirtschaft können Innovationen schneller und effektiver an den Markt gebracht werden. Wesentliches Kriterium für die Themenauswahl ist die wirtschaftliche Tragfähigkeit und Skalierbarkeit der Innovation, so dass für möglichst viele Partnerunternehmen ein Mehrwert geschaffen wird. Die Thüga-Innovationsplattform trägt damit dazu bei, die Wirtschaftskraft der Partnerunternehmen und die Innovationskraft der Thüga-Gruppe signifikant und nachhaltig zu stärken. Pressekontakt: siehe Thüga

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München/Frankfurt am Main: „Mit der Einbindung unserer Anlage in ein virtuelles Smart Grid* ist ein entscheidender Schritt erfolgt. Wir haben bewiesen, dass die Strom zu Gas-Technologie Unterschiede zwischen Stromerzeugung und –verbrauch intelligent aussteuern kann und das bis auf die Minute genau“, so Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Im Herbst dieses Jahres hatten die 13 Partner der Strom zu Gas-Anlage erstmals getestet, wie sich die Anlage in einer zunehmend von erneuerbaren Energien geprägten Energielandschaft verhält. Dazu hatte das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme eine Software für eine Echtzeit-Steuerung entwickelt. Während des Livebetriebs ist die Thüga Strom zu Gas-Anlage mit Wind- und Solaranlagen, einem Blockheizkraftwerk (BHKW) und dem Stromverbrauch mittels Computersimulation in einem virtuellen Smart Grid zusammen geschaltet worden. Die Strom zu Gas-Anlage hat bei zu viel Strom diesen automatisch in Wasserstoff umgewandelt und eingespeist. Bei zu wenig Strom hat das angeschlossene BHKW die gespeicherte Energie zur Rückverstromung genutzt. Dieser Prozess erfolgte automatisch durch die intelligente Steuerungssoftware. „Dieses Ergebnis ist entscheidend, um die Strom zu Gas-Technologie zur Speicherung größerer Energiemengen einzusetzen, denn sie erfüllt ihren Zweck erst dann, wenn sie automatisch auf sich ständig ändernde Bedingungen in der Erzeugung und beim Verbrauch reagiert“, erklärt Riechel. Die Integration des stetig wachsenden Anteils an Wind- und Sonnenenergie in die bestehende Stromversorgung ist gegenwärtig schwierig, auch da deren Einspeisung fluktuiert. Aktuell muss der Überschussstrom zunehmend abgeregelt werden, da nicht genügend Speicher vorhanden sind. Nur mit ausreichend intelligenten Speichersystemen für regenerativen Strom kann die Energiewende gelingen.

*Erklärung virtuelles Smart Grid: Die Anlagen sind real und in Echtzeit an unterschiedlichen Standorten gelaufen. Zusammengeschaltet wurden die Anlagen nicht physikalisch innerhalb eines Netzes, sondern virtuell in einer Computersimulation.

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Thomas Walther ist alleiniger Geschäftsführer der Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG. Michael Riechel wechselt in den Aufsichtsrat.

Thomas Walther ist künftig alleiniger Geschäftsführer der Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG (THEE). Bisher leitete Thomas Walther zusammen mit Michael Riechel, seit 1. November Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft sowie der Geschäftsführung der Thüga Holding, die Geschicke des Unternehmens. Durch die vielfältigen Verpflichtungen, denen Michael Riechel in seiner neuen Position als Vorsitzender des Vorstands nachkommen muss, kann er die Geschäftsführung der THEE nicht mehr im gebotenen Maße wahrnehmen und hat sein Amt niedergelegt.

Dazu Stephan Lommetz, Aufsichtsratsvorsitzender der THEE: „In dem knappen Jahr, in dem Thomas Walther bei THEE mitverantwortlich an Bord ist, hat er entscheidende Dinge vorangebracht – unter anderem die stärkere Orientierung hin zur eigenen Projektentwicklung. Wir sind davon überzeugt, dass er das Unternehmen erfolgreich weiter entwickeln wird. Michael Riechel sind wir für die Aufbaujahre in der Geschäftsführung der THEE sehr dankbar und schätzen uns glücklich, dass seine Kompetenz durch den Wechsel in den Aufsichtsrat der THEE erhalten bleibt.“

Die THEE will den eingeschlagenen unternehmerischen Weg mit eigener Projektentwicklung, effizienter Betriebsführung und dem Erwerb von fertig entwickelten Windparks weiter forcieren. Dazu Geschäftsführer Thomas Walther: „Ich freue mich sehr, dass mir der Aufsichtsrat das Vertrauen ausgesprochen hat. Derzeit realisieren wir zwei große Windpark-Projekte in Külsheim und Lingelbach.“

Der Verband Kommunaler Unternehmen (VKU) hat der Strom zu Gas-Anlage der Thüga-Gruppe den Sonderpreis für Kooperation verliehen. Die Jury hat besonders den zukunftsweisenden Charakter der Anlage gewürdigt. "Sie hat eine Vorbildfunktion für die Energiebranche, da die Projektpartner bereits heute die Einbindung der Strom zu Gas-Technologie in kommunale Verteilnetze demonstrieren und bei der Schaffung der wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen unterstützen", so Ivo Gönner, VKU-Präsident. Zu den Betreibern der Anlage gehören insgesamt 13 Unternehmen: die badenova AG & Co. KG, Erdgas Mittelsachsen GmbH, Energieversorgung Mittelrhein AG, erdgas schwaben gmbh, ESWE Versorgungs AG, Gasversorgung Westerwald GmbH, Mainova Aktiengesellschaft, Stadtwerke Ansbach GmbH, Stadtwerke Bad Hersfeld GmbH, Thüga Energienetze GmbH, WEMAG AG, e-rp GmbH sowie Thüga Aktiengesellschaft als Projektkoordinatorin. "Ich freue mich über diese Auszeichnung. Sie bestätigt die innovative, effiziente und verantwortungsvolle Zusammenarbeit in der Thüga-Gruppe", so Michael Riechel, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft, der zusammen mit den Projektpartnern den Preis in Berlin entgegennahm. Mit dem Innovationspreis sowie dem Sonderpreis prämiert der VKU alle zwei Jahre Unternehmen aus den Sparten Energie, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft und Stadtreinigung sowie des Bereichs Telekommunikation für ihre innovativen und zukunftsweisenden Ideen.

Anlage mit zukunftsweisendem Charakter

„Mit dieser Anlage ist es uns gelungen, die Praxistauglichkeit der Strom zu Gas-Technologie auf Verteilnetzebene zu demonstrieren“, erklärt Riechel. Kernstück der Anlage ist der Protonen-Austausch-Membran (PEM)-Elektrolyseur. Er wandelt elektrische Energie mittels Elektrolyse in Wasserstoff um und macht somit den Strom speicherbar. Bevor der produzierte Wasserstoff in das Frankfurter Verteilnetz eingespeist wird, sorgt eine Gasdruckregelmess- und Mischanlage dafür, dass die Zumischung an Wasserstoff im Gasverteilnetz zwei Volumenprozent nicht überschreitet. Für den PEM-Elektrolyseur war der Einsatz in Kombination mit der Strom zu Gas-Technologie inklusive Einspeisung in das Erdgasverteilnetz neu: „Die Thüga Strom zu Gas-Anlage war die erste dieser Art weltweit, in der die Technologie so zum Einsatz gebracht wurde“, so Phil Doran, Geschäftsführer ITM Power GmbH – dem Hersteller der Anlage. Die Projektpartner der Strom zu Gas-Plattform haben sich für die PEM-Technologie entschieden, weil sie umweltfreundlich ist, die Anlage lastflexibler macht und eine sehr kompakte Bauweise aufweist. Der erste Belastungstest hatte im relevanten Lastbereich (zwischen 50 und circa 320 Kilowatt) ergeben, dass die Gesamtanlage - von der Stromentnahme bis zur Gaseinspeisung - einen Wirkungsgrad von bis zu 77 Prozent, bezogen auf den Brennwert, erreicht.

Kombination von Strom- und Gasnetzen volkswirtschaftlich sinnvoll

„Die Strom zu Gas-Technologie verbindet die Strom- und Gasnetze intelligent miteinander“, betont Riechel. Die vorhandenen Gasnetze werden im Sinne der Energiewende nicht mehr nur klassisch als Transportmittel genutzt, sondern, verbunden mit dem Stromnetz, dienen sie als Speicher und Transportmedium für zum Beispiel in Wasserstoff umgewandelte erneuerbare Energien und sorgen dafür, dass man diese vielfältig nutzen kann. So kann der gewonnene Wasserstoff sowohl für den Mobilitätsmarkt verwendet als auch klassisch rückverstromt werden (z.B. in einem Gaskraftwerk) sowie im Industrie- und Wärmebereich Anwendung finden.

Strom zu Gas-Projektplattform:

In einer Projektplattform bündeln 13 Unternehmen der Thüga-Gruppe ihr Know-how und Kapital, um gemeinsam in die Entwicklung der Strom zu Gas-Speichertechnologie zu investieren. Im Fokus steht die Prüfung der Praxistauglichkeit der Strom zu Gas Technologie. Die Unternehmen sind überzeugt, dass diese langfristig das größte Potential hat, die überschüssigen Mengen an regenerativen Energien zu speichern. Zu diesem Zweck entwickeln, bauen und betreiben die Unternehmen über mehrere Jahre (2012 – 2016) gemeinsam eine eigene Demonstrationsanlage in Frankfurt am Main. Die Anlage wandelt Strom in Wasserstoff um und speichert diesen dann in das Gasverteilnetz ein. Insgesamt werden sie über 1,5 Millionen Euro investieren. Gefördert wird das Projekt vom hessischen Ministerium für Wirtschaft, Energie, Verkehr und Landesentwicklung sowie der Europäischen Union. Im Anschluss an die erste Phase ziehen die Projektteilnehmer ein zweites Projekt in Betracht, in dem aus Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid synthetisches Methan erzeugt und eingespeist werden soll.

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Nach einer einjährigen Interimsstruktur als Sprecher des Vorstandes haben die zuständigen Gremien der Thüga zum 1. November 2015 Michael Riechel zum Vorsitzenden des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft bestellt. Michael Riechel wird gleichzeitig Vorsitzender des Vorstandes der CONTIGAS Deutsche Energie-Aktiengesellschaft und Vorsitzender der Geschäftsführung der Thüga Management GmbH, die die Geschäfte der Thüga Holding GmbH & Co. KGaA führt.

Dr. Matthias Cord, seit Dezember 2014 Mitglied des Vorstandes der Thüga, ist zeitgleich bei den zuvor genannten Unternehmen zum stellvertretenden Vorsitzenden ernannt worden.

„Mit dieser Entscheidung haben wir die personelle Neuordnung des Vorstandes der Thüga abgeschlossen und eine auf die Zukunft ausgerichtete Führungsstruktur etabliert“, fasst Dr. Dieter Nagel, Vorsitzender des Aufsichtsrates der Thüga Aktiengesellschaft, die entsprechenden Beschlüsse der Gremien zusammen. Neben Michael Riechel und Dr. Matthias Cord komplettieren Dr. Gerhard Holtmeier und Dr. Christof Schulte den Vorstand.

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Anlage stellt künftig vor allem negative Regelenergie bereit

Erste Strom zu Gas-Anlage dieser Art auf Protonen-Austausch-Membran (PEM)-Basis weltweit

Echtzeit-Steuerung der Anlage wird angestrebt

München/Frankfurt am Main: Die Strom zu Gas-Anlage der Thüga-Gruppe hat sich für die Teilnahme am Markt für Sekundärregelenergie präqualifiziert. „Damit haben wir erneut ein gestecktes Ziel erreicht. Schon frühere Tests hatten gezeigt, dass der Elektrolyseur selbst sehr schnell hoch und runter geregelt werden kann – Voraussetzung für die Teilnahme am Regelenergiemarkt“, so Michael Riechel, Sprecher des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Die Anlage wird künftig vor allem negative Sekundär-Regelleistung bereitstellen. Das heißt, sie kann - wenn sich zu viel Strom im Netz befindet - die Lastabnahme des Elektrolyseurs auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers erhöhen. Die Anlage nimmt dann den Strom auf und wandelt ihn in Wasserstoff um. Damit trägt sie auch zur Stabilität des Stromnetzes bei. Die Vermarktung erfolgt über den Pool der Mainova AG, die Anlagensteuerung dann über den Übertragungsnetzbetreiber TenneT.

Anlage leistet Pionierarbeit in vielen Bereichen

Für den PEM-Elektrolyseur ist der Einsatz in Kombination mit der Strom zu Gas-Technologie inklusive Einspeisung in das Erdgasverteilnetz neu: „Die Thüga Strom zu Gas-Anlage war die erste dieser Art weltweit, in der die Technologie so zum Einsatz gebracht wurde“, so Phil Doran, Geschäftsführer ITM Power GmbH – dem Hersteller der Anlage. Die 13 Partnerunternehmen der Strom zu Gas-Plattform haben sich für diese Technologie entschieden, weil sie umweltfreundlich ist, die Anlage lastflexibler macht und eine sehr kompakte Bauweise aufweist. „Mit dieser Anlage leisten wir in vielen Bereichen Pionierarbeit, daher sind unsere Ergebnisse auch von hoher Relevanz“, betont Riechel. Der erste Belastungstest hatte im relevanten Lastbereich (zwischen 50 und circa 320 Kilowatt) ergeben, dass die Gesamtanlage - von der Stromentnahme bis zur Gaseinspeisung - einen Wirkungsgrad von bis zu 77 Prozent, bezogen auf den Brennwert, erreicht. „Ein Grund für den hohen Wirkungsgrad ist auch die Tatsache, dass wir direkt in das Gasverteilnetz einspeisen und damit auf einen Verdichter verzichten können“, erklärt Riechel weiter. Gemeinsam mit dem European Institute for Energy Research und der DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut hat die Thüga Strom zu Gas-Projektplattform Anfang des Jahres den ersten Belastungstest durchgeführt. Analysiert wurden dabei Wirkungsgrad, Regelgeschwindigkeit, Lastverhalten und die Gasqualität. Der Belastungstest wird im Laufe der geplanten Betriebszeit (2014 – 2016) der Anlage noch zweimal wiederholt.

Integration der Anlage in ein intelligentes Energiesystem

Neben der Analyse technischer Parameter der Anlage steht während der Betriebsphase auch im Fokus, wie die Anlage künftig in ein zunehmend intelligentes Energiesystem integriert werden kann. „Wir wollen die Anlage für die Dauer eines Demonstrationsbetriebes so einbinden, dass sie aktiv dazu beiträgt, die Unterschiede zwischen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und Stromverbrauch auszugleichen“, erklärt Riechel. Dafür entwickelt das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme eine Software für eine entsprechende Echtzeit-Steuerung.

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Die Thüga-Gruppe begrüßt, dass das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) am 21.09.2015 den Gesetzentwurf zur Digitalisierung der Energiewende vorgelegt hat: „Nachdem die Branche jahrelang auf rechtliche Vorgaben gewartet hat, schafft das Gesetz nun grundsätzlich Planungssicherheit, um den Rollout von intelligenten Messsystemen vorzubereiten“, so Michael Riechel, Sprecher des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Der Entwurf enthält das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG), das Vorgaben zum zeitlichen Ablauf des Rollouts macht, die Marktrolle des Messstellenbetreibers (MSB) neu beschreibt und Festlegungen zur Datenkommunikation macht. „Aus unserer Sicht werden dabei unnötig bestehende Organisationsstrukturen aufgebrochen und es wird in gut funktionierende Prozesse eingegriffen“, skizziert Riechel die Konsequenzen. Nach Auffassung der Thüga-Gruppe führt dies zu einem bedeutenden Mehraufwand in den IT-Systemen aller Marktpartner, verkompliziert die Beziehungen zwischen den Marktpartnern und wird den Rollout von Messsystemen erheblich verzögern.

Finanzierung: Preis-Leistungsverhältnis stimmt nicht

Die im Gesetzentwurf vorgesehenen festen Preisobergrenzen zur Finanzierung des Rollouts sind aus Sicht der Thüga nicht auskömmlich. Sie berücksichtigen nicht die umfangreichen Anpassungen in den IT-Systemen, die aufgrund der neuen Anforderungen aus dem Gesetzentwurf vorgenommen werden müssen. Im Vergleich zum Eckpunktepapier des BMWi vom Februar 2015 wurde der Umfang der vom MSB zu erbringenden Standardleistungen nochmal deutlich ausgeweitet (z.B. häufigere Datenkommunikation mit größeren Datenmengen). Demgegenüber wurden die Preisobergrenzen faktisch gekürzt, da sie nunmehr als Bruttobeträge statt bisher netto angesehen werden.

Erheblicher Mehraufwand durch Trennung der Marktrollen

Der Gesetzentwurf weist dem MSB umfangreiche Rechte und Pflichten zu und verschärft den Wettbewerb um die Messstellen. Bisher hat der Verteilnetzbetreiber in 90 Prozent der Fälle diese Rolle übernommen. Die neuen, strengeren Vorgaben führen zu einer organisatorischen Trennung. Das hat zur Folge, dass bestehende Prozesse komplett verändert und zusätzliche neue IT-Systeme aufgebaut werden müssen – hier wird unnötig und auf mehrere Jahrzehnte eine parallele Prozesswelt aufgebaut. Beispielsweise soll der Endkunde künftig zwei Rechnungen erhalten: eine vom MSB für das Messsystem, und eine von seinem Lieferanten für Energiebezug und Netznutzung. „Wir können in dieser Vorgabe keinen Mehrwert erkennen; im Gegenteil: diese Vorgabe wird die Einführung teurer machen und der Kundenakzeptanz von intelligenten Messsystemen abträglich sein“, stellt Riechel fest. Weiter sieht Thüga die Verhältnismäßigkeit nicht gegeben: „Den Wettbewerb bei den Messstellen anzukurbeln, um den Kunden vom Smart Meter zu überzeugen wird so nicht funktionieren, dazu ist der Kostenanteil an der Rechnung zu gering“, erklärt Riechel.

Vorgaben der Datenkommunikation gefährden gut funktionierende Marktprozesse

Der gleiche negative Effekt tritt auch bei den Vorgaben zur Datenkommunikation auf. Laut des Gesetzentwurfs soll die Bilanzierung, die bisher der Verteilnetzbetreiber gemacht hat, auf den Übertragungsnetzbetreiber übergehen. „Bis diese neuen Prozesse umgesetzt sind und alles reibungslos funktioniert, sind erfahrungsgemäß mehrere Jahre nötig. Das könnte den Rollout verzögern“, erklärt Riechel.

Umsetzung belastet auch gut aufgestellte Unternehmen

In Summe verantworten die 100 Partnerunternehmen der Thüga etwa 5,5 Millionen Stromzähler. Die Unternehmen der Gruppe wollen bei der Beschaffung von Geräten und beim Aufbau von zentralen IT-Systemen ihre Mengen bündeln, um somit Kostenvorteile für jedes einzelne unserer Partner-Unternehmen zu erzielen. Unterstützt werden die Unternehmen der Thüga-Gruppe dabei durch Thüga MeteringService GmbH, dem IT-Dienstleister aus der Thüga-Gruppe. „Wir bieten gemeinsame Pilotprojekte an, um die neuartige Technologie der Messsysteme zu erproben, mit der Gateway-Administrations-Plattform zu kommunizieren und Erfahrungen bei der Anpassung von Prozessen zu machen“, erklärt Peter Hornfischer, Geschäftsführer der Thüga MeteringService. Dennoch würde die Umsetzung des nun vorgelegten Gesetzentwurfes zu Lasten der Unternehmen gehen und ist aus Perspektive der Thüga auch volkswirtschaftlich nicht sinnvoll. „Wir werden uns auch weiterhin konstruktiv bei der weiteren Gestaltung des Ordnungsrahmens einbringen“, kündigt Riechel an.

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Das in 2014 vereinnahmte Beteiligungsergebnis der Thüga Aktiengesellschaft erhöht sich um sechs Prozent auf 364,5 Millionen Euro

Unternehmen der Thüga-Gruppe behaupten sich auch 2014 im schwierigen Marktumfeld

Kurs 2015: Weiterhin Konsolidierung und moderates Wachstum

„Zentrales Anliegen der Unternehmen der Thüga-Gruppe ist es, kommunale Werte nachhaltig zu entwickeln“, so Michael Riechel, Sprecher des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft und Sprecher der Geschäftsführung der Thüga Holding GmbH & Co. KGaA, auf der Jahrespressekonferenz am 21. Mai 2015 in München. „Das zurückliegende Jahr war für uns wiederum ein wirtschaftlich erfolgreiches Jahr. Die Thüga Holding GmbH & Co. KGaA hat 2014 einen sehr zufriedenstellenden Jahresabschluss vorgelegt. Gegenüber dem Vorjahr können wir die Ausschüttung an unsere Gesellschafter von 24,10 auf 24,82 Euro je Stückaktie erhöhen.

Erneut gutes Beteiligungsergebnis

Die ausgewogene Investitionspolitik der Vergangenheit und die intensive Zusammenarbeit in der Thüga-Gruppe führten dazu, dass die Thüga Aktiengesellschaft im Geschäftsjahr 2014 ein Beteiligungsergebnis in Höhe von 364,5 Millionen Euro vereinnahmen konnte. Damit ist ihre wichtigste Ertragssäule gegenüber dem guten Niveau des Vorjahres um sechs Prozent gestiegen (+20,6 Millionen Euro).

Die Gewinnabführung der Thüga Aktiengesellschaft an die Muttergesellschaft, die Thüga Holding GmbH & Co. KGaA (Thüga Holding), lag bei 330,7 Millionen Euro (Vorjahr: 302,2 Millionen Euro).

Der Bilanzgewinn der Thüga Holding in Höhe von 300,1 Millionen Euro (Vorjahr: 271,5 Millionen Euro) ermöglicht neben einer Rücklagendotierung von 51,2 und 0,7 Millionen Euro Vortrag eine leicht gestiegene Ausschüttung von 248,2 Millionen Euro an die kommunalen Anteilseigner Kom9 Beteiligungs-Verwaltungs GmbH, Mainova Beteiligungsgesellschaft mbH, N-ERGIE Aktiengesellschaft und Stadtwerke Hannover Aktiengesellschaft; dies entspricht einer Bardividende von 24,82 Euro (Vorjahr: 24,10 Euro) je Stückaktie.

„Aufgrund der milden Witterung in 2014 rechnen wir in diesem Jahr mit leicht rückläufigen Beteiligungserträgen“, fasst Dr. Christof Schulte, Finanzvorstand der Thüga Aktiengesellschaft, den Ausblick auf 2015 zusammen.

Neben der Weiterentwicklung des Beratungs- und Dienstleistungsangebotes ist die Stärkung des Beteiligungsportfolios ein strategisches Ziel der Thüga. Im abgelaufenen Geschäftsjahr konnten keine weiteren Minderheitsbeteiligungen an Energieunternehmen erworben werden. Folglich wurden im abgelaufenen Geschäftsjahr im Thüga Holding-Konzern lediglich 18,1 Millionen Euro finanzwirksam investiert (Vorjahr: 239,8 Millionen Euro).

Auch im Jahr 2015 prüft Thüga, wie sie das Beteiligungsportfolio weiter verstärken kann. Als Partner der Kommunen werden sich Thüga beziehungsweise die Gruppenunternehmen an Akquisitionsprozessen beteiligen. Dabei liegt ein Schwerpunkt auf der Stärkung der regionalen Zusammenarbeit. „Die Thüga Holding verfügt über eine solide Finanzierungsbasis um den Kurs des moderaten Wachstums gestalten zu können“, so Dr. Christof Schulte.

Energiewende, Regulierung, Liberalisierung und die zunehmende Digitalisierung der Prozesse führen zu einer erheblichen Last

„Die Vielzahl der energiewirtschaftlichen und –politischen Projekte führt zu einer wirtschaftlichen Belastung, die die Unternehmen aufs Äußerste fordern. Die Politik ist gut beraten, den Stadtwerken unternehmerische Gestaltungsspiel- und -zeiträume zu belassen. Sonst geht sie ins Risiko, mit den kommunalen Unternehmen einen Aktivposten der Energiewende zu verlieren“, bewertet Riechel die Situation.

Nach Auffassung der Thüga machen beispielsweise die Überlegungen des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) zur Novelle der Anreizregulierungsverordnung deutlich, dass die Politik nicht ausreichend sensibilisiert ist, wie es um die Stadtwerke bestellt ist. Neben dem Umbau der Energieerzeugung, dem Ausbau und der Modernisierung der Netze und der Margenenge im Vertrieb als Auswirkung der Liberalisierung bringen die zunehmenden Anforderungen der Politik zur Digitalisierung der Geschäftsprozesse die Unternehmen an die Grenzen ihrer Belastungsfähigkeit.

2015 stehen weitreichende energiepolitische Entscheidungen an

Mit Blick auf den gesamten Umbau der Energiebranche müssen aus Sicht der Thüga-Gruppe wichtige energiepolitische Weichenstellungen getroffen werden. Dabei sollte nach Auffassung der Thüga der Fokus insbesondere auf drei Herausforderungen gelegt werden.

Erstens muss die Novelle der Anreizregulierungsverordnung die veränderten Rahmenbedingungen berücksichtigen: „Das Eckpunktepapier des BMWi lässt befürchten, dass auch das zukünftige Regulierungsregime keine angemessene Verzinsung der notwendigen Investitionen ermöglicht“, betont Riechel. Aus Sicht der Thüga-Gruppe haben die Bundesländer mit der „Investitionskostendifferenz“ ein probates Instrument vorgeschlagen. Neben der Lösung des Zeitverzugs für alle Spannungsebenen und Druckstufen führt es zu weiteren positiven Effekten: Erweiterungs- als auch Erneuerungsinvestitionen sind berücksichtigt, die Planungssicherheit für Netzbetreiber steigt, die Verfahren werden einfacher, Regulierungsbehörden sowie Netzbetreiber werden entlastet.

Zweitens sollte die Politik bei der anstehenden Novelle des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes deutliche Signale setzen, um die Bedeutung dieser Erzeugungsform zu unterstreichen. Die wirtschaftliche Situation von Gaskraftwerken mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) wird aus Sicht der Thüga im Grünbuch sehr positiv dargestellt. Der Einbruch der Preise am Stromgroßhandelsmarkt bringt jedoch viele KWK-Bestands-Anlagen zunehmend in wirtschaftliche Schwierigkeiten und gefährdet deren Betrieb. Die Vergütung der Leistung über Regel- und Ausgleichsenergie ist im Vergleich zu den sonstigen Stromerlösen von untergeordneter Bedeutung und im Übrigen mit Zusatzinvestitionen, z. B. in Wärmespeicher oder aufwendigere Anlagensteuerung, verbunden.

Als dritte Herausforderung sieht Thüga die Gewährleistung der Versorgungssicherheit. Dabei steht die Frage im Mittelpunkt, wie in den jährlich rund 1000 Stunden der sogenannten „dunklen Flaute“ – wenn Sonne und Wind nicht zur Verfügung stehen – die Versorgungssicherheit gewährleistet werden soll. In diesen Stunden sind Kraftwerke, Speicher und Lastflexibilität gefragt. Die Vorhaltung und der Betrieb dieser Ressourcen können jedoch nicht aus den wenigen Stunden im Jahr finanziert werden, in denen sie genutzt werden. Für Thüga ist ein wettbewerblich ermittelter Leistungspreis eine geeignete Steuerungsgröße.

„Wichtig ist, dass die Unternehmen der Thüga-Gruppe nicht nur berechtigte energiewirtschaftliche Forderungen stellen. Die Unternehmen der Thüga-Gruppe sind gleichzeitig aktive und konstruktive Mitgestalter der Energiewende“, unterstreicht Riechel die Rolle der Gruppe. Die Unternehmen sind in einer Vielzahl von Projekten in den Handlungsfeldern der Energiewende – Erzeugung, Speicher, Netze, Effizienz – engagiert. Einen Überblick dieser Projekte gibt die dafür eigens geschaffene Internetseite www.energie-und-wende.de der Thüga-Gruppe.

Kurs 2015: Konsolidierung und moderates Wachstum

Nach wie vor verlangen die Marktentwicklung und die unklaren Rahmenbedingungen den Unternehmen der Thüga-Gruppe große Kraftanstrengungen ab. In einem breit angelegten Strategieprozess wird derzeit die „Strategie 2021“, die im Jahr 2011 definiert wurde, an die veränderten Rahmenbedingungen angepasst. Das „Review-Projekt“ soll im dritten Quartal abgeschlossen werden. Neben Handlungsempfehlungen für die Unternehmen vor Ort werden auch weitere Zusammenarbeitsplattformen innerhalb der Thüga-Gruppe und die inhaltliche Aussteuerung der Beratungsleistungen der Thüga überprüft.

„Wir werden auch in diesem Jahr alles daran setzen, das uns anvertraute kommunale Vermögen nachhaltig zu entwickeln. Wir sind überzeugt, dass die Zusammenarbeit in der Thüga-Gruppe der Schlüssel zum Erfolg für jeden einzelnen Partner ist“, so Riechel. „Wir setzen angesichts der Marktsituation auf Konsolidierung und moderates Wachstum.“

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„In vielen Punkten stimmen wir mit dem Bundeswirtschaftsministerium zur Einführung von intelligenten Messsystemen überein“, so Michael Riechel, Sprecher des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft zum Eckpunktepapier für das Verordnungspaket Intelligente Netze des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWi) vom 9. Februar 2015.

Fokus auf Kosten-/Nutzenverhältnis legen

Je mehr Strom ein Kunde verbraucht, desto eher lohnt sich für ihn ein Messsystem. Daher teilt die Thüga-Gruppe die Ansicht des BMWi, mit dem Einbau von Messsystemen bei Kundengruppen mit hohem Stromverbrauch und damit hohem Effizienzpotential zu beginnen. Weiter erachtet die Thüga-Gruppe den verpflichtenden Einbau von Messsystemen bei Einspeisern von erneuerbaren Energien (zum Beispiel Besitzern einer Photovoltaikanlage) für sinnvoll. Bei Neubauten sowie Renovierungen sollen hingegen lediglich intelligente Zähler eingebaut werden. Diese besitzen im Gegensatz zu den aufwendigeren Messsystemen keine WAN (Weitverkehrsnetz)-Anbindung. Sinnvoll ist auch, dass der Haushaltskunde darüber entscheiden kann, ob und wie er die Messwerte aus seinem Zähler visualisieren lässt. Auf Wunsch können Haushaltskunden auch ein intelligentes Messsystem wählen.

Finanzierung – Kosten umgehend anerkennen

„Eine Preisobergrenze für den Messstellenbetrieb von intelligenten Messsystemen halten wir für nicht sachgerecht“, so Riechel. Und auch die jetzigen Bedingungen gewährleisten dem Verteilnetzbetreiber keine angemessene Refinanzierung des Rollouts: Entweder, weil Investitionen erst in der nächsten Regulierungsperiode geltend gemacht werden können, oder, weil sie ihn einseitig mit Kostenrisiken belasten. Da aber insbesondere in der Startphase der Einführung hohe Anlaufkosten entstehen, z.B. für den Aufbau der IT-Landschaft, fordert die Thüga-Gruppe, dass Verteilnetzbetreiber diese Kosten umgehend in die Netzentgelte einrechnen können. Weiter soll der erhöhte Aufwand bei den laufenden Betriebskosten dem Kunden verursachungsgerecht, individuell in Rechnung gestellt werden.

Realisierung braucht technische und prozessuale Klarheit

Der vorgeschlagene Zeitplan lässt dem Verteilnetzbetreiber grundsätzlich Freiräume, um den Rollout möglichst effizient zu gestalten. Die Messsysteme basieren auf einer neuartigen Technologie mit hohen technischen Anforderungen. Daher muss vor dem Start des Rollouts die Praxistauglichkeit sichergestellt werden. Außerdem müssen die neuen Marktprozesse definiert sein. Um technische und prozessuale Sicherheit zu bekommen, schlägt die Thüga-Gruppe daher koordinierte, umfangreiche Tests vor.

Thüga-Thesenpapier zeigt Lösungen auf

Die Unternehmen der Thüga-Gruppe, die in Summe etwa 5,5 Millionen Stromzähler verantworten, haben ein Thesenpapier erarbeitet. Es zeigt auf, wie Messsysteme effizient, praxistauglich und kundenorientiert eingeführt werden können. Es hat vier Schwerpunkte: Finanzierung, technische und zeitliche Umsetzung sowie Zielgruppe des Rollouts. „Unsere praktischen Erfahrungen werden wir weiterhin in den Prozess der Verordnungsgebung einbringen“, erklärt Riechel. Gegenwärtig diskutiert die Thüga-Gruppe das Thesenpapier mit Politik und Verbänden.

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Ab 1. Januar 2015 wird Thomas Walther (43) gemeinsam mit Michael Riechel, der gleichzeitig auch Vorstand der Thüga Aktiengesellschaft ist, die Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG in Hamburg leiten. Zuletzt war Walther Mitglied des Vorstands der Energiekontor AG. Schwerpunkte seiner Tätigkeit waren Projektentwicklung und Repowering Wind, Betriebsführung, Assetmanagement, Stromerzeugung und –vertrieb sowie der Solarbereich.

„Wir freuen uns, dass wir so schnell einen langjährigen und ausgewiesenen Experten wie Herrn Walther für die Nachbesetzung gewinnen konnten“, so Joachim Zientek, Aufsichtsratsvorsitzender der Thüga Erneuerbare Energien.

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Die zuständigen Gremien und Ewald Woste, Vorsitzender des Vorstands der Thüga, sind gestern übereingekommen, den Vertrag von Herrn Woste über den 31.10.2014 nicht zu verlängern. Gleichzeitig wird auch Bernd Rudolph, stellvertretender Vorsitzender der Thüga, aus Altersgründen zum Ende seines Dienstvertrages aus dem Vorstand ausscheiden.

Die Vorsitzende des Aufsichtsrates Dr. Petra Roth: „Der Aufsichtsrat dankt Ewald Woste und Bernd Rudolph für ihren langjährigen Einsatz für Thüga und besonders für die gute Entwicklung des Unternehmens seit 2009.“

Die zuständigen Gremien der Thüga sind ferner zu der gemeinsamen Auffassung gekommen, kurzfristig den Personalausschuss der Thüga Holding mit Mitgliedern des Aufsichtsrates zu erweitern. Langfristig soll die Governance-Struktur der Thüga Holding einer Aktiengesellschaft angeglichen werden.

Nachfolger von Herrn Rudolph wird Dr. Matthias Cord, dessen Berufung durch die zuständigen Gremien in den nächsten Tagen erfolgen wird.

Bis die Nachfolge von Ewald Woste geklärt ist, übernimmt Michael Riechel, Mitglied des Vorstands der Thüga, die Funktion des Sprechers des Vorstands.

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50 dezentrale Anlagen der Thüga-Gruppe liefern zuverlässig Sekundärregelleistung in drei Regelzonen

Auch Kunden der Thüga-Gruppe können vom Virtuellen Kraftwerk profitieren

Kernstück ist ein in Kooperation entwickeltes IT-System der energy & meteo systems

Vermarktung an der Börse ist geplant

„Unser Virtuelles Thüga-Kraftwerk vermarktet mittlerweile in drei Regelzonen erfolgreich Sekundärregelleistung und Minutenreserve“, erklärt Ewald Woste, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Im Pool sind circa 50 mittelgroße Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen von neun unterschiedlichen Partnern der Thüga-Gruppe mit einer Gesamtleistung von 45 Megawatt eingebunden. Die elektrische Nennleistung der Anlagen liegt zwischen 0,5 und 5 Megawatt. „Ziel ist es, bundesweit möglichst viele dezentrale Anlagen einzubinden - dadurch steigen unsere Vermarktungsmöglichkeiten und wir können die Kosten optimieren“, so Woste.

Teilnahme auch für Kunden der Thüga-Gruppe möglich

Die Idee für ein Virtuelles Kraftwerk kam aus der Gruppe und wurde von der Thüga Innovationsplattform aufgegriffen und entwickelt. Syneco – die Energiebeschaffungsplattform der Thüga-Gruppe - betreibt und vermarktet das Kraftwerk. „Dieses Beispiel zeigt, dass wir im Zusammenspiel mit unseren Servicegesellschaften und Partnerunternehmen erfolgreiche Geschäftsmodelle entwickeln“, betont Woste. Durch das gemeinsame Vorgehen eröffnen sich für kleinere Unternehmen neue Vermarktungsmöglichkeiten, denn um am Regelleistungsmarkt teilzunehmen, muss man mindestens fünf Megawatt Leistung anbieten können. Auch für große Unternehmen ist eine Teilnahme lukrativ. „Zum einen ist die für die Regelleistungserbringung vorgeschriebene IT-Infrastruktur sowie die Anbindung der Anlagen sehr komplex. Zum anderen können in einem großen Pool die Besicherungskosten optimiert werden“, so Dr. Manfred Groh, Projektleiter Virtuelles Kraftwerk der Syneco Trading GmbH. Besicherungskosten entstehen dadurch, dass für angebotene Regelleistung auch eine Reserve bereit gehalten werden muss. Die Reserve springt ein, wenn Kraftwerke, die sich in der Leistungsvorhaltung befinden, ausfallen. Die Teilnahme am Thüga-Pool hat aus Sicht von Dr. Groh zwei Vorteile: „Die dezentralen Erzeuger stellen mit der Regelleistung eine Dienstleistung bereit, die in der Vergangenheit vor allem durch große konventionelle Kraftwerke erbracht wurde. Dadurch tragen sie zu einem Umbau der Erzeugungslandschaft hin zu mehr Dezentralität und mehr erneuerbarer Energien bei. Weiter erhalten die Betreiber einen Leistungspreis für die Bereitstellung der Anlage und einen Arbeitspreis, wenn die Regelleistung abgerufen wird.“ Die beteiligten Thüga-Partnerunternehmen können ihren Kunden, zum Beispiel Betreibern von Biogasanlagen, eine Teilnahme am Virtuellen Kraftwerk anbieten und damit Zusatzerlöse durch die Regelleistungsvermarktung ermöglichen.

Vermarktung auch an der Börse möglich

Das Virtuelle Thüga-Kraftwerk stellt Regelleistung zur Verfügung, die der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) abrufen kann. „Regelleistungsbereitstellung gilt als Königsdisziplin, weil sie in Bezug auf Sicherheit und Verfügbarkeit sehr hohe Anforderungen stellt“, erklärt Dr. Groh. Alle Anlagen sind über eine komplexe IT-Infrastruktur in das Virtuelle Thüga-Kraftwerk eingebunden. Dafür haben die energy & meteo systems, die Thüga Innovationsplattform und Syneco gemeinsam die Konzepte für eine vollumfängliche IT-Software erstellt. Sie teilt die Regelleistungsabrufe auf die eingebundenen Kraftwerke auf, hilft die vermarktbare Leistung zu ermitteln und überwacht die Kraftwerke. Weiter beinhaltet die Software ein Web-Portal als Schnittstelle zu den einzelnen Anlagenbetreibern und unterstützt beim Bilanzkreismanagement sowie der Erlösabrechnung. „Diese Software ist ein wesentlicher Faktor, um das Kraftwerk zu betreiben“, so Dr. Ulrich Focken, Geschäftsführer der energy & meteo systems, die die Software entwickelt hat und betreibt. Die Rechenzentren und wesentliche Datenleitungen sind hochverfügbar und redundant ausgelegt, da die Kommunikation zu den Anlagen und dem ÜNB zu jeder Zeit garantiert werden muss. „Mit unserem Virtuellen Kraftwerk können wir aber nicht nur am Regelleistungsmarkt teilnehmen. Wir planen, die Fahrweise des Kraftwerks entsprechend der Strompreisentwicklung am EPEX-Intradaymarkt zu optimieren, so dass wir die verfügbare Flexibilität auch an der Börse anbieten können“, so Woste.

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Erste Projektentwicklung für kommunale Partner erfolgreich abgeschlossen

Gemeinschaftswindpark mit hoher Bürgerbeteiligung offiziell eingeweiht

Perfektes Timing: Alle Windanlagen speisen fristgerecht ins Netz ein

Unter den Augen der rheinlandpfälzischen Wirtschaftsministerin Eveline Lemke ist der Gemeinschaftswindpark Kandrich GmbH & Co. KG mit einer installierten Erzeugungsleistung von 18 Megawatt heute offiziell eingeweiht worden. Der Windpark wird ca. 54 Millionen kWh Strom pro Jahr in das öffentliche Netz einspeisen und so rund 15.000 Haushalte mit elektrischer Energie versorgen.

„Die hohe Dynamik beim Ausbau der Windenergie zeigt sich insbesondere hier am Kandrich. 2005 mit 3 Anlagen gestartet, ist der Windpark auf 15 Anlagen angewachsen. Dass der Ausbau der Erneuerbaren Energien so gut voranschreitet, ist ein Erfolg für die Energiewende und den Klimaschutz“, zeigte sich Lemke in ihrer Rede zufrieden.

Erste Projektentwicklung für kommunale Partner erfolgreich abgeschlossen

„Es ist ein gutes Gefühl, heute eine intensive Projektarbeit von knapp drei Jahren erfolgreich abschließen zu können. Dank einer ambitionierten Zeitplanung und eines effizienten Projektmanagements ist es gelungen, in nur acht Monaten die Anlagen zu errichten und an das öffentliche Stromnetz anzubinden. In Summe haben wir 32 Millionen Euro investiert, inklusive eines eigens dafür errichteten 110 kV Umspannwerks. Darauf können wir stolz sein“, zeigt sich Peter Hausen, Geschäftsführer der Rheinhessische Energie- und Wasserversorgungs-GmbH (Rheinhessische) erleichtert.

Für die Rheinhessische war es – in Zusammenarbeit mit der Thüga Erneuerbaren Energien GmbH & Co. KG – die erste eigene Projektentwicklung. „Mit diesem Windpark haben wir bewiesen, dass kommunale Projektentwicklung unter Einbindung und Beteiligung der Bevölkerung realisierbar ist, ohne das Projekt aus der kommunalen Hand zu geben“, unterstreicht Hausen die Bedeutung des Projektes und sprach den kommunalen Verpächtern der Flächen und den Genehmigungsbehörden seinen Dank für eine gute Zusammenarbeit aus.

Die Gemeinschaftswindpark Kandrich GmbH & Co. KG wird zu 50 Prozent durch die GEDEA-Ingelheim GmbH & Co. Kandrich Bürgerbeteiligungs-KG gehalten. In dieser haben sich über 300 Bürger der Region mit Kapital engagiert. Die andere Hälfte an dem Gemeinschaftswindpark hält die Rheinhessische Windpark Beteiligungs GmbH & Co. KG. Sie dient als Finanzierungsgesellschaft und gehört zu 60 % der Rheinhessischen und zu 40 % der Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG.

Gemeinschaftswindpark mit hoher Bürgerbeteiligung offiziell eingeweiht

Nach Ansicht der Rheinhessischen sorgte die klare und funktionale Rollenverteilung der Projektbeteiligten für eine erfolgreiche Realisierung: Die Rheinhessische hat ein langfristiges Interesse an dem Aufbau einer Erzeugungskapazität aus erneuerbaren Energien. Zudem sieht sie sich wegen der angestrebten Nachhaltigkeit im Projekt als der ideale Partner für kommunale Verpächter in der Region.

Vor dem Hintergrund, dass sowohl die Rheinhessische als auch die kommunalen Verpächter eine Bürgerbeteiligung gewünscht haben, wurde die GEDEA-Ingelheim GmbH ausgewählt, die über örtliche Akquisitions- und Projekterfahrung verfügte und eine hohe Bekanntheit in der Region erlangt hat. Die GEDEA hat dazu die GEDEA-Ingelheim GmbH & Co. Kandrich Bürgerbeteiligungs-KG auf den Weg gebracht, die den Bürgern vor Ort die Möglichkeit bietet, sich in Form einer Bürgerbeteiligung an dem Projekt zu beteiligen.

Nach Ansicht der Rheinhessischen sollte ein kommunales Unternehmen aber nicht ohne ausreichende fachliche Expertise und Beteiligung eine solche Investition tätigen. „Wir beherrschen unser Kerngeschäft, die Strom-, Gas- und Wasserversorgung, sehr gut. Der Einstieg in ein Windkraftprojekt hat aber gänzlich andere Qualitäten. Die Anlagen werden stetig größer und teurer und die gesetzlichen Rahmenbedingungen standen zu Beginn der über zwei Jahre andauernden Planungs- und Umsetzungsphase vor nicht vorhersehbaren Veränderungen. Daher haben wir auf eine Fachgesellschaft zurückgegriffen, an der die Rheinhessische neben vielen anderen, auch selbst beteiligt ist, die Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG. Diese verfügt über ein hohes Maß an Erfahrung in der Umsetzung deutschlandweiter Investitionen und im Aufbau von Finanzierungen“, unterstreicht Hausen die Bedeutung der Thüga Erneuerbaren Energien Gesellschaft.

Perfektes Timing: Alle Windanlagen speisen fristgerecht ins Netz ein

Für das in uns gesetzte Vertrauen sind wir dankbar und hoffen, dass wir im bisherigen Projektverlauf dieses rechtfertigen konnten. Neben einem eigenen Windparkportfolio von über 200 Megawatt ist eine unserer Spezialdisziplinen, kommunale Energieversorger, wie hier die Rheinhessische, in Zusammenarbeit mit regionalen Entwicklern und Bürgerbeteiligungen kommunal ausgerichtete Windprojekte zu entwickeln. Dazu bringen wir unser Wind-Know-how, Projektcontrolling sowie unsere Expertise in Finanzierungsfragen ein. In den letzten Wochen haben wir alles daran gesetzt, dass der Windpark fristgerecht fertig gestellt wird, um die noch geltenden Vergütungssätze, die Grundlage für die Wirtschaftlichkeitsberechnung sind, zu erhalten. Das war eine herausragende Teamleistung und wir hoffen, dass dieses Projekt vielen Kommunen als Beispiel dient“, so Dr. Kay Dahlke, Geschäftsführer der Thüga Erneuerbaren Energien Gesellschaft.

Über die Rheinhessische Energie- und Wasserversorgungs-GmbH:

Das Versorgungsgebiet der Rheinhessische Energie- und Wasserversorgungs-GmbH umfasst die Stadt Ingelheim und die Verbandsgemeinde Heidesheim. Die Aufgabenfelder erstrecken sich auf die Strom-, Erdgas- und Wasserversorgung sowie auf die Wahrnehmung von Betriebsführungsaufgaben für die Straßenbeleuchtung und Wärmeversorgung als Einzellösung sowie als Flächenversorgung. Der am Kunden orientierte Vertrieb von Strom, Erdgas, Wasser und Wärme rundet die Kernkompetenzen ab. www.rheinhessische.de

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Dr. Kay Dahlke, Mitglied der Geschäftsführung der Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG, hat den Aufsichtsrat um die Aufhebung seines Vertrages gebeten.

„Als Geschäftsführer konnte ich in den vergangenen vier Jahren ein Anlagenportfolio von rund 200 Megawatt aufbauen und so die Thüga Erneuerbare Energien Gesellschaft zu einem wesentlichen Akteur im Wind-Onshore-Markt gestalten. Für mich ist jetzt die Zeit gekommen, mich neuen beruflichen Herausforderungen zu stellen“, so Dahlke.

Aufsichtsrat und Geschäftsführung der Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG bedauern diesen Schritt, respektieren jedoch die Entscheidung. Der Aufsichtsratsvorsitzende Joachim Zientek: „Wir sind Herrn Dr. Dahlke für den Aufbau des Unternehmens außerordentlich dankbar. Seine profunden Erfahrungen und Kontakte haben die gute Entwicklung des Unternehmens ermöglicht. Ihm wünschen wir persönlich alles Gute und beruflich weiterhin viel Erfolg.“ Der Termin seiner Vertragsbeendigung steht noch nicht fest.

Über die Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG:

Die Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG ist ein Gemeinschaftsunternehmen von mehreren Gesellschaften der Thüga-Gruppe. Das Unternehmen investiert in Projekte zur regenerativen Energieerzeugung mit Fokus auf Deutschland. Ziel des Unternehmens ist die Bündelung von Know-how und Kapital, um so in den nächsten Jahren die eigene Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen auszubauen. Alle Unternehmen sind als Minderheitsgesellschafter an der Thüga Erneuerbare Energien beteiligt. Eine Beteiligung an der Gesellschaft steht grundsätzlich allen Unternehmen der Thüga-Gruppe offen. http://ee.thuega.de

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Einbindung der Anlage in die Energielandschaft gelungen

Politiker würdigen Engagement der Thüga-Gruppe

Anlage wird am Markt für Sekundärregelleistung teilnehmen

Fraunhofer Institut entwickelt für die Anlage einen intelligenten Steuerungsalgorithmus

Thüga-Gruppe fordert zur Erreichung der Marktreife eine zeitlich begrenzte Anschubfinanzierung für Speicher

München/Frankfurt am Main: „Speichertechnologien zu entwickeln, ist eine der wichtigsten Herausforderungen für die Energiewende, wenn die Integration von Wind- und Solarstrom gelingen soll. Die beteiligten Unternehmen leisten mit ihrer innovativen Anlage einen wichtigen Beitrag“, erklärte der hessische Wirtschaftsminister Tarek Al-Wazir anlässlich der Inbetriebnahme der Strom zu Gas-Demonstrationsanlage auf dem Gelände der Frankfurter Mainova AG. Ende vergangenen Jahres hat die Anlage erstmalig Wasserstoff in das Frankfurter Gasverteilnetz eingespeist. Damit ist sie bundesweit die erste, die in Wasserstoff umgewandelten Strom ins Gasverteilnetz einspeichert. „Gemeinsam mit der regenerativen Stromerzeugung und den intelligenten Netzen bilden Speicher das Rückgrat der Energiewende. Ich freue mich, dass unsere vier beteiligten Unternehmen aus Rheinland-Pfalz hier auch für unser Bundesland wichtige Erfahrungen sammeln können“, betont Eveline Lemke, rheinland-pfälzische Wirtschaftsministerin. Zu den Projektpartnern gehören insgesamt 13 Unternehmen aus verschiedenen Bundesländern: die badenova AG & Co. KG, Erdgas Mittelsachsen GmbH, Energieversorgung Mittelrhein GmbH, erdgas schwaben gmbh, ESWE Versorgungs AG, Gasversorgung Westerwald GmbH, Mainova Aktiengesellschaft, Stadtwerke Ansbach GmbH, Stadtwerke Bad Hersfeld GmbH, Thüga Energienetze GmbH, WEMAG AG, e-rp GmbH sowie die Thüga Aktiengesellschaft als Projektkoordinatorin. Dr. h.c. Petra Roth, Aufsichtsratsvorsitzende der Thüga Holding GmbH & Co. KGaA und ehemalige Frankfurter Oberbürgermeisterin, lobt das gemeinsame Engagement: „Wenn Kommunen und Stadtwerke ihre Kräfte bündeln, dann ist das klug, effizient und verantwortungsvoll. Die Unternehmen der Thüga-Gruppe stehen dafür, zusammen Lösungen zu entwickeln und umzusetzen, und das für die gesamte Bandbreite energierelevanter Themen - angefangen bei der Erzeugung über Energieeffizienz und Innovationen bis hin zu Speichern und Netzen.“

Betriebs- und Forschungsphase bis Ende 2016

Mit der erfolgreichen technologischen Abnahme der Anlage Ende März 2014 durch die Projektpartner ist die Planungs- und Bauphase beendet. „Das war eine spannende Zeit für uns. Wir mussten die stabile Funktionsweise einer so noch nicht existierenden Anlage nachweisen. Beispielsweise musste das Zusammenspiel des Elektrolyseurs mit der Gasdruckregelmess- und Mischanlage einwandfrei funktionieren“, so Michael Riechel, Mitglied des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Der Protonen-Austausch-Membran (PEM)-Elektrolyseur der Firma ITM Power ist das Kernstück der Anlage. Er wandelt elektrische Energie in chemisch gebundene um und macht somit den Strom speicherbar. Die Gasdruckregelmess- und Mischanlage sorgt dafür, dass die Zumischung an Wasserstoff im Gasverteilnetz zwei Volumenprozent nicht überschreitet. In der nun beginnenden dreijährigen Betriebsphase wird die Anlage am Regelenergiemarkt teilnehmen und negative Regelenergie bereitstellen. Das heißt, befindet sich zu viel Strom im Netz, wird die Lastabnahme des Elektrolyseurs auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers erhöht. Die Anlage nimmt den überschüssigen Strom auf und wandelt ihn in Wasserstoff um. Damit trägt sie auch zur Stabilität des Stromnetzes bei. Die Projektpartner testen zusammen mit der DVGW-Forschungsstelle und dem European Institute for Energy Research die Dynamik der Anlage. Dazu werden kontinuierlich Parameter wie Regelgeschwindigkeit (wie schnell die Anlage hoch und runter gefahren werden kann), Wirkungsgrad und eventuelle Abnutzungserscheinungen gemessen und analysiert. Außerdem entwickelt das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme eine Software für eine Echtzeit-Steuerung der Anlage. Diese soll helfen, die Anlage in ein zunehmend intelligentes Energiesystem zu integrieren. „Wir wollen die Anlage so einbinden, dass sie von selbst die Unterschiede zwischen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und Stromverbrauch ausgleicht“, erklärt Riechel.

Rahmenbedingungen müssen stimmen

Angesichts der hohen zu speichernden Energievolumina hat die Strom zu Gas-Technologie eine große Bedeutung. Nach einer Analyse der Thüga könnte der Speicherbedarf in 2020 bei 17 Terawattstunden (TWh) und in 2050 bereits bei 50 TWh liegen. Die kommunalen Gasverteilnetze können diese Mengen komplett aufnehmen. „Unsere Gasverteilnetze könnten somit die Batterie der Zukunft sein“, ist Riechel überzeugt. Damit die Strom zu Gas-Speichertechnologie ihr volles Potenzial entfalten und Marktreife erreichen kann, bedarf es während der Erprobungs- und Markteinführungsphase der Technologie zunächst einer noch zeitlich begrenzten Anschubfinanzierung in Form staatlicher Investitionszuschüsse. Auch die Demonstrationsanlage der Thüga-Gruppe wird vom hessischen Ministerium für Umwelt, Energie, Landwirtschaft und Verbraucherschutz gefördert. Wichtig ist darüber hinaus eine generelle gesetzliche Verankerung dieser Technologie. So sollten zum Beispiel die Betreiber von Strom zu Gas-Anlagen bei Nutzung überschüssigen erneuerbaren Stroms unabhängig von der weiteren Verwendung des Wasserstoffs von Letztverbraucherabgaben befreit werden. „Energiespeicher und damit auch die Strom zu Gas-Technologie sind ein Schlüssel zum Gelingen der Energiewende. Für ihre Entwicklung brauchen wir in Deutschland langfristig ein zukunftsfähiges Marktmodell - wie es zum Beispiel die Thüga-Gruppe vorgestellt hat – und das einen wirtschaftlichen Betrieb der Energiespeicher sichert“, fordert Riechel.

Strom zu Gas-Projektplattform:

In einer Projektplattform bündeln 13 Unternehmen der Thüga-Gruppe ihr Know-how und Kapital, um gemeinsam in die Entwicklung der Strom zu Gas-Speichertechnologie zu investieren. Im Fokus steht die Prüfung der Praxistauglichkeit der Strom zu Gas Technologie. Die Unternehmen sind überzeugt, dass diese langfristig das größte Potential hat, die überschüssigen Mengen an regenerativen Energien zu speichern. Zu diesem Zweck entwickeln, bauen und betreiben die Unternehmen über mehrere Jahre (2012 – 2016) gemeinsam eine eigene Demonstrationsanlage in Frankfurt am Main. Die Anlage wandelt Strom in Wasserstoff um und speichert diesen dann in das Gasverteilnetz ein. Insgesamt werden sie über 1,5 Millionen Euro investieren. Gefördert wird das Projekt vom hessischen Ministerium für Umwelt, Energie, Landwirtschaft und Verbraucherschutz. Im Anschluss an die erste Phase ziehen die Projektteilnehmer ein zweites Projekt in Betracht, in der aus Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid synthetisches Methan erzeugt und eingespeist werden soll. Mehr unter www.szg-energiespeicher.de

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Neuer Vertrag bildet Basis für den Ausbau der Zusammenarbeit

Ziel ist, Anforderungen der Unternehmen der Thüga-Gruppe an Schleupen zu bündeln und so Effizienzpotenziale zu erschließen

Moers/München: Thüga Aktiengesellschaft als Kern der Thüga-Gruppe – dem größten Netzwerk kommunaler Energie- und Wasserdienstleister – stellt die Zusammenarbeit mit der Schleupen AG auf eine neue Vertragsbasis.

Aufgrund der gewachsenen Strukturen werden innerhalb der Thüga Gruppe unterschiedliche IT-Systeme eingesetzt. Im Rahmen der Konsolidierung der im Einsatz befindlichen Softwaresysteme wollen die Unternehmen der Thüga-Gruppe ihre bestehende Partnerschaft mit der Schleupen AG weiter ausbauen.

Dies ist das Ergebnis eines intensiven Dialogprozesses von Schleupen und den Schleupen-Anwendern aus der Thüga-Gruppe. Gemeinsam haben diese in den letzten zwölf Monaten sich darauf verständigt, die Anforderungen der einzelnen Stadtwerke zu bündeln und daraus gemeinsam mit Schleupen ein verbindliches Verfahrensmodell zu entwickeln. Diese Standardisierung soll vor allem auch kleinere Stadtwerke bei der erfolgreichen Umsetzung der komplexen Marktanforderungen mit Schleupen.CS unterstützen und gleichzeitig helfen, die wirtschaftlich eng gesteckten Ziele zu erreichen.

„Unsere Beteiligungsunternehmen sind nah am Markt und wissen am besten, welchen neuen Herausforderungen sie sich stellen müssen. Durch die enge Zusammenarbeit mit der Schleupen AG können wir als Thüga-Gruppe direkt auf Entwicklungsvorhaben von Schleupen reagieren und innerhalb der Thüga-Gruppe für ein standardisiertes Roll-out sorgen. Unsere Partner, insbesondere auch die kleineren Stadtwerke, profitieren von dieser Bündelung. Denn auch bei sehr komplexen Prozessen haben sie so die Sicherheit, mit ihrer IT alles inhaltlich korrekt und effizient abzubilden“, führt Ralf Winter, bei der Thüga Aktiengesellschaft im Beschaffungsnetzwerk für Beratung und Dienstleistungen verantwortlich, die Vorteile aus.

Enge Zusammenarbeit

Auch die Schleupen AG will durch den engen Erfahrungsaustausch noch mehr Transparenz schaffen und gemeinsam mit den Thüga-Unternehmen weitere Verbesserungspotenziale herausarbeiten. Auf Basis der einheitlichen Verfahren können die Beteiligungsunternehmen noch intensiver untereinander kooperieren und voneinander profitieren. Für Stadtwerke, die sich neu für Schleupen.CS entscheiden, wird so die Migration zukünftig noch einfacher.

„Der Ausbau der bereits existierenden Kooperation mit der Thüga zeigt uns, dass unsere Innovationsanstrengungen rund um die neue Softwaregeneration Schleupen.CS 3.0 von unseren Partnern geschätzt werden“, so Dr. Volker Kruschinski, Vorstand der Schleupen AG. Zurzeit investiert die Schleupen AG jährlich mehr als 10 Millionen Euro in die Weiterentwicklung ihrer Softwarelösungen und der damit verbundenen Prozesse.

Über Schleupen

Die Schleupen AG, gegründet 1970, erwirtschaftete im Jahr 2013 mit rund 430 Mitarbeitern einen Umsatz von knapp 60 Millionen Euro. Der größte Geschäftsbereich „Utilities“ zählt mehr als 300 Unternehmen aus der Energie- und Wasserwirtschaft zu seinen Kunden. Im Segment der Energiewirtschaft ist Schleupen einer der wenigen Softwareanbieter, der über eine durchgängige Komplettlösung verfügt, die von der Abrechnung über die Marktkommunikation, die Energielogistik oder das Finanzwesen bis hin zur betriebswirtschaftlichen Planung aller Ressourcen im Netzbetrieb reicht. Mehr als 15.500 Anwender arbeiten mit dieser Lösung. Das Softwareangebot wird durch weitreichende IT-Services ergänzt, die von Servicedienstleistungen vor Ort über die Abwicklung einzelner Geschäftsprozesse bis zur Gesamtübernahme der kompletten IT-Infrastruktur in die Schleupen.Cloud reichen.

Mit R2C_risk to chance bietet Schleupen darüber hinaus ein Risikomanagement-System an, das heute sowohl von mittelständischen Unternehmen als auch von börsennotierten und international agierenden Unternehmensgruppen eingesetzt wird. Im Marktsegment Enterprise Content Management (ECM) hat sich Schleupen als einer der wichtigsten Distributoren der DMS Lösungen von EASY etabliert. Viertes Standbein der Schleupen AG ist der Bereich IT-Infrastruktur, wo Schleupen das Spektrum vom „High Perfomance Computing“ über hochverfügbare IT-Architekturen bis hin zu Kommunikationslösungen für dezentrale Organisationen abdeckt.

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Thüga plädiert für marktwirtschaftlichen Ansatz, um Effizienzziele zu erreichen

Thüga-Gruppe bietet umfangreiches Beratungsangebot für alle Kundengruppen

Kunden brauchen Aufklärung und für sie vorteilhafte Lösungen

Neues Marktdesign muss Anreize für die Energieeffizienz setzen

München/Essen: "Wir wollen die Menschen mit marktwirtschaftlichen Maßnahmen überzeugen, Energie effizienter zu nutzen und einzusparen“, so Dr. Gerhard Holtmeier, Mitglied des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft am Rande der E-world energy & water, europäische Leitmesse der Energie- und Wasserwirtschaft, in Essen. Damit Kunden und Dienstleister in Energieeffizienz investieren, brauchen sie stabile Rahmenbedingungen. Bestehende Instrumente zur Förderung von Energieeffizienz - wie die Förderprogramme der Kreditanstalt für Wiederaufbau - müssen gezielt weiter ausgebaut werden. „Dabei ist darauf zu achten, dass diese primärenergieorientiert und technologieoffen sind“, meint Holtmeier.

Die EU-Energieffizienzrichtlinie lässt den Mitgliedsstaaten zwei Optionen offen, um effizienter zu werden: ein Verpflichtungssystem, das Energieunternehmen vorschreibt, Einsparmaßnahmen bei Kunden umzusetzen oder strategische Maßnahmen. Zu diesen gehört auch der in Deutschland praktizierte marktorientierte Ansatz. Holtmeier spricht sich deutlich für zweite Option aus: „Das ist das richtige Modell. Es bietet klare Vorteile gegenüber einem Zwangssystem, das beweist auch das Engagement unserer Partnerunternehmen.“

Energieeffizienz ist wichtiges Geschäftsfeld für die Thüga-Gruppe

Die Thüga-Unternehmen bieten ihren Kunden bereits eine Vielzahl von Energiedienstleistungen und Energieeffizienzmaßnahmen an. In über 150 Beratungszentren bundesweit können sich die Kunden der Thüga-Gruppe informieren und beraten lassen. „Energieeffizienz funktioniert nur, wenn sich die Angebote an den Kundenbedürfnissen orientieren“, so Franz Schulte, Geschäftsführer der Thüga Energieeffizienz GmbH. Die Thüga Energieeffizienz unterstützt die Unternehmen der Thüga seit 2012 bei der Entwicklung von Lösungen. „Energieeffizienz ist ein komplexes Geschäftsfeld, das intensive Aufklärung und Beratung braucht“, ist Schulte überzeugt. Die Produktpalette der Thüga Energieeffizienz reicht von Vertriebspartnerschaften für Mini-Blockheizkraftwerke über die Durchführung von Energiemanagement-Beratungen für Industrie- und Gewerbekunden bis hin zur Fördermittelrecherche für Kunden zur bestmöglichen Nutzung der öffentlichen Mittel für Sanierungsvorhaben. Neu hinzugekommen sind das Kommunale Energiedaten Monitoring System (KEMS) für Kommunen und die intelligente Heizungssteuerung „Wohnkomfort“ als Einstieg in den Smart Home-Markt. „Die Kunden wollen innovative, individuelle Produkte, die sie in ihren Lebensgewohnheiten möglichst wenig einschränken und sich schnell amortisieren“, erklärt Schulte. So können Kunden mit dem Wohnkomfort-Paket beispielsweise ihre Heizungskörper jederzeit von unterwegs online oder per App steuern und gleichzeitig Kosten sparen. Und mit KEMS erhalten Kommunen einen Überblick über den Energieverbrauch ihrer kommunalen Liegenschaften und wie sie Effizienzen heben und Energie einsparen können.

Energieeffizienz auch im neuen Marktdesign verankern

„Energieeffizienz kann nicht losgelöst vom neuen Marktdesign betrachtet werden. Die Bundesregierung ist gut beraten – auch vor dem Hintergrund der Diskussion um Kapazitätsmärkte – ein Marktdesign zu entwickeln, das Anreize für mehr Effizienz für die Kunden beinhaltet“, fordert Ewald Woste, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Der von der Thüga-Gruppe in 2013 vorgelegte Vorschlag für ein neues Marktdesign befasst sich daher auch mit diesem Thema.

Über die Thüga Energieeffizienz GmbH:

Vom intelligenten Umgang mit Energie profitieren die Umwelt, das Klima und die Menschen in den kommunalen Lebensräumen. Die Unternehmen der Thüga entwickeln Maßnahmen, wie die Kunden Energie einsparen, effizient nutzen und erzeugen können. Dabei werden sie seit 2012 von der Thüga Energieeffizienz GmbH, einer Servicegesellschaft der Thüga-Gruppe, mit Dienstleistungsangeboten unterstützt. Die Thüga Energieeffizienz GmbH ist eine 100-prozentige Tochter der Thüga Aktiengesellschaft mit Sitz in München.

Besuchen Sie uns auf der E-world energy & water, Halle 2 / Stand 2-517.

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Thüga MeteringService geht als Gateway-Administrator an den Start

Mehrere Millionen intelligenter Messsysteme müssen administriert werden

Systemadministrator muss Komplexität beherrschen

Enge Zusammenarbeit in der Thüga-Gruppe sichert den Unternehmen wirtschaftliche Vorteile

Naila/München: Auf der E-world energy & water 2014 präsentiert Thüga MeteringService GmbH (TMS) erstmals einen Leitstand zur Administration der Messsysteme der Zukunft. Die intelligenten Messsysteme - die so genannten Smart Meter – sind eine Kombination aus einem Zähler und einer elektronischen Kommunikationseinrichtung, auch als Gateway bezeichnet. TMS geht von 50 Millionen neuen Stromzählern in Deutschland aus, allein auf die Unternehmen der Thüga-Gruppe entfallen davon 5,5 Millionen. Zahlen angesichts derer deutlich wird, welche Größenordnung die Einführung und Administration der Gateways einnehmen wird.

Das Gateway sammelt die Messwerte der Zähler, leitet sie an den Netzbetreiber und Lieferanten weiter und stellt dem Kunden detaillierte Informationen über seinen Energieverbrauch zur Verfügung. Diese Transparenz hilft dem Kunden, seine energiewirtschaftliche Optimierung vorzunehmen. Innerhalb des Gateways wird die gesamte Komplexität des Systems mit den unterschiedlichen Marktteilnehmern abgebildet. So darf zum Beispiel das Gateway die sensiblen Kundendaten nur an die berechtigten Marktteilnehmer weitergeben. In Folge sind die Anforderungen an den Systemadministrator des Gateways besonders hoch.

TMS ist seit mehr als 15 Jahren auf das Thema Energiedatenmanagement und Smart Energy spezialisiert. Rund 200 Stadtwerke und Energieversorger zählen zum Kundenkreis. TMS verwaltet heute schon fast 5 Millionen Zählpunkte und gewährleistet mit seinem datentechnischen Know-how die sichere und reibungslose Verarbeitung der Kundendaten. Gleichzeitig erfüllt TMS höchste Ansprüche an die Datensicherheit – die Zertifizierung nach ISO 27001 auf Basis BSI Grundschutz (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik) ist in vollem Gange.

Enge Zusammenarbeit in der Thüga-Gruppe sichert den Unternehmen wirtschaftliche Vorteile

Die Zusammenarbeit von TMS und den Unternehmen der Thüga-Gruppe bündelt energiewirtschaftliche Kompetenzen und Erfahrungen. So unterstützt TMS als IT-Entwicklungspartner das im Januar 2014 gestartete Projekt „Admin 6000“ der Thüga-Gruppe. Ziel ist, effiziente und kostengünstige Strategien für die großräumige Einführung von Messsystemen zu entwickeln. Michael Riechel, Mitglied des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft, betont: „Energiewirtschaftliche Kompetenz und die Kundenanforderungen zum Datenschutz stehen im Mittelpunkt des Projektes. Dies ist eine besondere Verpflichtung für die Unternehmen der Thüga-Gruppe, denn die Kunden vertrauen diesen.“ Thüga erwartet den Start der Massen-Einführung in den kommenden Jahren. Peter Hornfischer, Geschäftsführer TMS, kündigt an: „Vorausgesetzt, der Gesetzgeber schafft in Kürze den rechtlichen Rahmen, werden wir ab 2016 deutschlandweit die Gateway-Administration als Dienstleistung anbieten.“

Die Praxis-Projekte von Thüga-MeteringService zur Vorbereitung auf die Gateway-Administration, die langjährige Mitwirkung in den Arbeitsgruppen des Bundesamtes für Sicherheit und Informationstechnik und nicht zuletzt das Projekt „Admin 6000“ sind nur einige Belege, wie die Thüga-Gruppe die Markteinführung der intelligenten Messsysteme gestaltet. Bereits im September 2012 hat der Unternehmensverbund Optionen aufgezeigt, wie Smart Meter in Deutschland kostengünstiger eingeführt werden können. Ebenfalls unterstützen Unternehmen aus der Thüga-Gruppe derzeit die Smart Meter-Studie der dena. Die Studie soll Handlungsempfehlungen für Verteilnetzbetreiber liefern und einen Beitrag zur Diskussion leisten, wie der gesetzliche Rahmen künftig ausgestaltet sein soll.

Über Thüga MeteringService:

Thüga MeteringService (TMS) mit Sitz im oberfränkischen Naila ist ein Tochterunternehmen der Thüga Aktiengesellschaft. Seit 2006 ist das Unternehmen als Spezialist im Bereich Messwesen und Energiedatenmanagement tätig. Heute umfasst das Portfolio die Schwerpunkte Zähler-Fernauslesung, Smart-Energy, Energiedaten-Management, Markt-Kommunikation und Breitband-Netz.

Besuchen Sie uns auf der E-world energy & water 2014, Halle 4 / Stand 4-145.

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München/Frankfurt am Main, 19. Dezember 2013: Mit der erfolgreichen Platzierung einer Hybridanleihe im Volumen von 50 Millionen Euro hat die Thüga Holding GmbH & Co. KGaA nach ihren bisherigen Schuldscheinemissionen ihre Finanzierungsbasis durch ein weiteres Instrument gestärkt. Die Hybridanleihe hat eine unbegrenzte Laufzeit, kann jedoch von der Emittentin erstmals nach fünf Jahren ordentlich gekündigt werden. Sie ist mit einem Kupon von 4,5 Prozent pro Jahr ausgestattet und in einer Stückelung von 100.000 Euro im Freiverkehr an der Frankfurter Wertpapierbörse handelbar. Bei der Hybridanleihe handelt es sich um eine Mischform zwischen Eigen- und Fremdkapital, die einen höheren Kupon als normale Anleihen bietet. Die Emissionserlöse sollen für allgemeine Unternehmenszwecke verwendet werden. Vermarktet wurde die Anleihe ausschließlich im Kreis der Unternehmen der Thüga-Gruppe. Die Transaktion wurde von der BayernLB als Emissionsbank und Zahlstelle begleitet.

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Die Städte Augsburg, Pirmasens und Lörrach haben es in 2013 unter über 100 Bewerbungen für die nachhaltigsten Städte Deutschlands unter die neun Besten geschafft. Der Deutsche Nachhaltigkeitspreis würdigt unter anderem Kommunen, die im Rahmen ihrer wirtschaftlichen Möglichkeiten eine umfassende nachhaltige Entwicklung betreiben oder in einzelnen Bereichen beispielhafte Nachhaltigkeitsprojekte erfolgreich umgesetzt haben. „Wir freuen uns, dass die Arbeit unserer kommunalen Partner diese Anerkennung bekommen hat“, so Ewald Woste, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. „Das Thema Nachhaltigkeit spielt in der Zusammenarbeit mit unseren kommunalen Partnenr und deren Stadtwerken eine wichtige Rolle, denn immerhin geht es um den Lebensraum von über acht Millionen Menschen“, so Woste weiter. Die Thüga-Gruppe arbeitet daher auch intensiv bei den Themen Energieeffizienz, Innovationen sowie Energie- und Klimakonzepte zusammen. Letztere zeigen unter anderem Maßnahmen auf, wie der Energieverbrauch von Städten gesenkt werden kann.

• Anlage funktioniert planmäßig

• Kernstück der Anlage ist ein umweltfreundlicher und lastflexibler Elektrolyseur

• Offizielle Inbetriebnahme Anfang 2014

München/Frankfurt am Main: Am 26.11.2013 hat die Strom-zu-Gas Demonstrationsanlage der Thüga-Gruppe im Rahmen ihrer Inbetriebnahmephase erstmalig Wasserstoff in das Frankfurter Gasverteilnetz eingespeist. Sie ist damit bundesweit die erste Anlage, die in Wasserstoff umgewandelten Strom ins Gasverteilnetz einspeichert. „Die Anlage funktioniert planmäßig, so dass wir in Kürze den Probebetrieb aufnehmen werden und Anfang 2014 den offiziellen Betrieb starten können“, erklärt Michael Riechel, Mitglied des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft. Bis Ende 2016 werden die Unternehmen Erfahrungen sammeln, wie die Anlage unter Praxisbedingungen funktioniert. Zu den Projektpartnern gehören die badenova AG & Co. KG, Erdgas Mittelsachsen GmbH, Energieversorgung Mittelrhein GmbH, erdgas schwaben gmbh, ESWE Versorgungs AG, Gasversorgung Westerwald GmbH, Mainova Aktiengesellschaft, Stadtwerke Ansbach GmbH, Stadtwerke Bad Hersfeld GmbH, Thüga Energienetze GmbH, WEMAG AG, e-rp GmbH sowie die Thüga Aktiengesellschaft als Projektkoordinatorin. Die Betriebsphase wird von wissenschaftlichen Projektpartnern begleitet und vom hessischen Ministerium für Umwelt, Energie, Landwirtschaft und Verbraucherschutz gefördert.

Einspeisung erfolgt ohne Verdichtung

Kernstück der Anlage ist ein Protonen-Austausch-Membran (PEM)-Elektrolyseur der Firma ITM Power. Dieser wandelt elektrische Energie in chemisch gebundene um und macht somit den Strom speicherbar. Eine Gasdruckregelmess- und Mischanlage sorgt dafür, dass die Zumischung an Wasserstoff zwei Volumenprozente nicht überschreitet. Dies ist der technisch zugelassene Höchstwert, wenn sich eine Erdgastankstelle im Netz befindet. Der Elektrolyseur liefert das Wasserstoff-Erdgasgemisch bereits mit einem für das Gasverteilnetz passenden Druck von 3,5 bar. „Wir konnten somit auf einen Verdichter verzichten und Kosten sparen“, so Riechel. Die Anlage steht auf dem Werksgelände der Mainova in der Schielestraße in Frankfurt am Main. Für die PEM-Technologie haben sich die Projektpartner entschieden, weil im Vergleich zu Alkali-Elektrolyseuren der Betrieb mit Wasser anstatt mit Kalilauge erfolgt und damit umweltschonender ist. Außerdem kann die Anlage schneller auf eine veränderte Lastsituation im Stromnetz reagieren. Ein weiterer Vorteil ist die kompakte Bauweise (2,45 m hoch, 6 m lang, 3,30 breit, 10 Tonnen schwer). Die Stromaufnahme-leistung der Anlage beträgt 315 Kilowatt. Sie wird pro Stunde rund 60 Kubikmeter Wasserstoff erzeugen und so in einer Stunde 3000 Kubikmeter mit Wasserstoff angereichertes Erdgas in das Netz einspeisen.

Strom-zu-Gas Projektplattform:

In einer Projektplattform bündeln 13 Unternehmen der Thüga-Gruppe ihr Know-how und Kapital, um gemeinsam in die Entwicklung der Strom-zu-Gas Speichertechnologie zu investieren. Im Fokus steht die Prüfung der Praxistauglichkeit der Strom-zu-Gas Technologie. Die Unternehmen sind überzeugt, dass diese langfristig das größte Potential hat, die überschüssigen Mengen an regenerativen Energien zu speichern. Zu diesem Zweck entwickeln, bauen und betreiben die Unternehmen über einen Zeitraum von drei Jahren (2012 – 2016) gemeinsam eine eigene Demonstrationsanlage in Frankfurt am Main. Die Anlage wandelt Strom in Wasserstoff um und speichert diesen dann in das Gasverteilnetz ein. Insgesamt werden sie über 1,5 Millionen Euro investieren. Gefördert wird das Projekt vom hessischen Ministerium für Umwelt, Energie, Landwirtschaft und Verbraucherschutz. Im Anschluss an die erste Phase ziehen die Projektteilnehmer ein zweites Projekt in Betracht, in der aus Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid synthetisches Methan erzeugt und eingespeist werden soll. Mehr unter www.energie-und-wende.de

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Um weiterhin von energiesteuerlichen Vorteilen zu profitieren, müssen Unternehmen des produzierenden Gewerbes Energieeffizienzmaßnahmen nachweisen. Die endgültige gesetzliche Ausgestaltung wird in Kürze erwartet. Die Thüga-Gruppe hat für die Erfüllung der gesetzlichen Anforderungen bereits ein Dienstleistungsportfolio entwickelt.

Um ihre Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten, konnten Unternehmen des produzierenden Gewerbes bisher von energie- und stromsteuerlichen Vergünstigungen profitieren. Seit Anfang 2013 koppelt der Gesetzgeber die Fortführung des sogenannten Spitzenausgleichs für das produzierende Gewerbe an die Einführung eines systematischen Energiemanagements. Wollen die Unternehmen weiterhin vom Spitzenausgleich profitieren, müssen sie für 2013 und 2014 nachweisen, dass sie mit der Einführung eines entsprechenden Systems begonnen haben und diese bis 2015 abschließen. Insgesamt sind in Deutschland nach Angaben des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie circa 21.000 Unternehmen betroffen, davon sind schätzungsweise 85 Prozent kleine und mittlere Unternehmen (KMU). „Hier eröffnet sich zum einen ein großes Energieeinsparpotenzial und zum anderen ein wichtiges neues Beratungsfeld für unsere Partnerunternehmen“, ist Ewald Woste, Vorsitzender des Vorstands der Thüga Aktiengesellschaft, überzeugt.

Modularer Dienstleistungsbaukasten der Thüga

Laut Verordnungsentwurf vom 10. Juni 2013 müssen KMU Energieaudits (DIN EN 16247-1) durchführen beziehungsweise mit einem vereinfachten Verfahren starten. Größere Unternehmen mit mehr als 250 Mitarbeitern und 50 Millionen Umsatz im Jahr müssen hingegen Energiemanagementsysteme nach DIN EN ISO 50001 einführen. „Die hierfür notwendigen Beratungen erfordern spezielles Know-how und Erfahrung. Beides können Energieversorger ihren Kunden bieten.“, so Marcus Getta, Leiter der Thüga-Innovationsplattform, die dieses Thema aufgegriffen hat. Gemeinsam mit der Thüga Energieeffizienz GmbH wurde dann ein Beratungsangebot für die Unternehmen der Thüga-Gruppe entwickelt. „Wir stehen in den Startlöchern. Sobald die Verordnung verabschiedet ist, rechnen wir mit einer steigenden Nachfrage bei den KMU-Kunden der Thüga-Partner“, erklärt Franz Schulte, Geschäftsführer der Thüga Energieeffizienz. Der Dienstleistungsbaukasten besteht aus mehreren Modulen: Vertriebsunterstützung zur Sensibilisierung der Kunden, Energieaudits, bei denen Energieeinsatz und -verbrauch analysiert und Optimierungsmöglichkeiten aufgezeigt werden sowie Unterstützung bei der Einführung von umfangreichen Energiemanagementsystemen und einer Energiecontrollingsoftware. Diese Software wurde von dem Thüga-Partnerunternehmen KEVAG - Koblenzer Elektrizitätswerk und Verkehrs-Aktiengesellschaft entwickelt. „Dass die KEVAG bereits eine Energiemanagementsoftware im Einsatz hat, war optimal und zeigt, dass in der Thüga-Gruppe bereits viele erprobte Lösungsansätze vorhanden sind“, freut sich Woste. Kooperationspartner der Thüga-Gruppe ist die Limón GmbH, die gemeinsam mit dem jeweiligen Thüga-Partner die Beratungs- und Unterstützungsleistungen für zertifizierte Energiemanagementsysteme durchführt.

Gleichbehandlung von kommunalen und privaten KMU erforderlich

Während das Energiesteuergesetz, das die steuerliche Vergünstigung von Industrieunternehmen an den Nachweis von Effizienzmaßnahmen koppelt, bereits in Kraft ist, steht die Durchführungsverordnung, in der die Umsetzung geregelt wird, kurz vor der Verabschiedung. Wenn sie in dieser Form in Kraft tritt, würden KMU, die sich zu mindestens 25 Prozent in öffentlichem Besitz befinden, wie große Unternehmen behandelt werden. Das heißt, sie müssten auch ein aufwendiges Energiemanagementsystem einführen. „Wichtig ist, dass zwischen kleinen und mittleren kommunalen Unternehmen und privaten Unternehmen nicht unterschieden wird“, appelliert Woste. Von dieser Benachteiligung könnten dann auch Unternehmen der Thüga-Gruppe betroffen sein, die bisher vom Spitzenausgleich profitiert haben.

Über die Thüga-Innovationsplattform:

Die Thüga-Innovationsplattform entwickelt seit 2011 mit aktuell 37 Partnerunternehmen der Thüga-Gruppe und unter Leitung des Innovationsmanagements der Thüga Aktiengesellschaft kurz- bis mittelfristig kommerzialisierbare Produkt- und Geschäftsmodellinnovationen. Durch die gemeinschaftliche Finanzierung von Projekten rund um die neuen Technologien der Energiewirtschaft können Innovationen schneller und effektiver an den Markt gebracht werden. Wesentliches Kriterium für die Themenauswahl ist die wirtschaftliche Tragfähigkeit und Skalierbarkeit der Innovation, so dass für möglichst viele Partnerunternehmen ein Mehrwert geschaffen wird. Die Thüga Innovationsplattform trägt damit dazu bei, die Wirtschaftskraft der Partnerunternehmen und die Innovationskraft der Thüga-Gruppe signifikant und nachhaltig zu stärken.

Über die Thüga Energieeffizienz GmbH:

Vom intelligenten Umgang mit Energie profitieren die Umwelt, das Klima und die Menschen in den kommunalen Lebensräumen. Die Unternehmen der Thüga entwickeln Maßnahmen, wie die Kunden Energie einsparen, effizient nutzen und erzeugen können. Dabei werden sie von der Thüga Energieeffizienz GmbH, einer Servicegesellschaft der Thüga-Gruppe, mit Dienstleistungsangeboten unterstützt. Die Thüga Energieeffizienz GmbH ist eine 100-prozentige Tochter der Thüga Aktiengesellschaft mit Sitz in München.

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Die Thüga Aktiengesellschaft, Kern der bundesweit tätigen kommunalen Thüga-Gruppe, sagt den betroffenen Kommunen in der Thüga-Gruppe eine Hochwasserhilfe in einer Gesamthöhe von einer Million Euro zu.

„Als kommunaler Unternehmensverbund stehen wir mit unserer Spende den betroffenen Kommunen in diesen schweren Stunden bei und setzen ein Zeichen der Solidarität innerhalb der Thüga-Gruppe“, fasst Ewald Woste, Vorsitzender des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft, die Motivation zur Hochwasserhilfe zusammen.

Hintergrund ist, dass das aktuelle Hochwasser zum Teil erhebliche Schäden bei Bürgern und in Kommunen verursacht hat, die vor allem in Bayern, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Thüringen von Unternehmen der Thüga-Gruppe versorgt werden. Empfänger der Soforthilfe werden die betroffenen Kommunen sein, die diese dann dort einsetzen können, wo es benötigt wird. Derzeit wird in der Thüga-Gruppe noch geprüft, ob und in welcher Höhe weitere Unternehmen der Thüga-Gruppe die Hochwasserhilfe aufstocken können.

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Partnerschaft mit der Thüga-Gruppe bietet den Stadtwerken Freudenstadt die Chance, das unternehmerische Engagement im Bereich der Erneuerbaren Energien auszubauen

Freudenstadt/München/Freiburg, 8. November 2011: Mit der gestrigen Unterzeichnung des Konsortialvertrages hat die Neuordnung der Gesellschafterstruktur bei der Stadtwerke Freudenstadt GmbH & Co. KG einen wichtigen Meilenstein erreicht. Mit Abschluss der noch ausstehenden Schritte wird die Stadt Freudenstadt mit 65, Thüga mit 20 und badenova mit 15 Prozent Gesellschafter der Stadtwerke Freudenstadt sein.

In der anschließenden Pressekonferenz zog der Freudenstädter Oberbürgermeister und Vorsitzende des Aufsichtsrates der Stadtwerke Julian Osswald ein positives Fazit und blickte optimistisch in die Zukunft: „Durch die Partnerschaft mit Thüga und badenova sind unsere Stadtwerke für die Herausforderungen des Umbaus im Energiemarkt hervorragend aufgestellt.“

Julian Osswald betonte: „Unser gemeinsames Ziel ist, den Bürgern eine kundennahe, marktorientierte und wettbewerbsfähige Energieversorgung zu bieten. Dies wird auch in Zukunft die Leitlinie unseres Handelns sein.“

badenova sieht den Einstieg bei den Stadtwerken Freudenstadt als einen wichtigen Baustein in ihrer Strategie der kommunalen Vernetzung an. badenova-Vorstand Mathias Nikolay: „Die Stadtwerke Freudenstadt sind ein modern aufgestelltes, leistungsstarkes und kommunal verwurzeltes Unternehmen. Es macht uns stolz, dass wir bei der Auswahl des künftigen Partners hier zum Zuge gekommen sind.“

Mit ihrem Anteil von 15 Prozent signalisiert badenova das Interesse und die Bereitschaft, sich auch in eine noch stärkere operative Partnerschaft mit den Stadtwerken Freudenstadt zu begeben. Durch die in der Gasversorgung unmittelbar aneinander angrenzenden Netzgebiete eröffnen sich eine Reihe von Möglichkeiten beim Netzbetrieb, bei den Bereitschaftsdiensten sowie in der Zusammenarbeit mit den Konzessionsgemeinden in der Region Freudenstadt. Weitere potenzielle Felder gemeinschaftlicher Aktivitäten im operativen Bereich bieten sich bei der gegenseitigen Mitarbeiterfortbildung, bei gemeinsamen regionalen Projekten sowie bei technischer Unterstützung und Zusammenschlüssen von Netzen.

Bernd Rudolph, stellvertretender Vorsitzender des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft: „Wir sind dankbar für das in uns gesetzte Vertrauen, als Partner der Stadt Freudenstadt zusammen mit der badenova die gemeinsame Gesellschaft weiterzuentwickeln. Wir sind sicher, dass die Zusammenarbeit mit den 90 kommunalen Unternehmen der Thüga-Gruppe für die Stadtwerke Freudenstadt, aber auch für die anderen Unternehmen der Gruppe von Vorteil ist. Davon werden auch die Kunden der Stadtwerke Freudenstadt profitieren.“

„Für die Geschäftsführung ist die neue Verankerung der Stadtwerke eine ideale Konstellation für die weitere Entwicklung“, so Oliver Daun, kaufmännischer Geschäftsführer der Stadtwerke Freudenstadt. Rainer Schuler, technischer Geschäftsführer Stadtwerke Freudenstadt „Die Vernetzung innerhalb der Thüga-Gruppe schafft einen Know-how- Vorsprung zu unseren Wettbewerbern“.

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Die am 9. Juli von der dena vorgelegte Studie „Einführung von Smart Meter in Deutschland: Analyse von Rollout-Szenarien und ihrer regulatorischen Implikationen“ verschafft nach Auffassung der Thüga-Gruppe die notwendige Transparenz über Kosten, nimmt gleichzeitig aber auch zu regulatorischen und organisatorischen Herausforderungen aus dem Blickwinkel von Netzbetreibern Stellung.

„Unser Ziel war, gemeinsam mit der dena und weiteren Projektpartnern außerhalb der Thüga-Gruppe, der Politik für die anstehenden Entscheidungen über die Einführung von intelligenten Zählern und Messsystemen die notwendige Kostentransparenz zu verschaffen“, so Ewald Woste, Vorsitzender des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft. “Das ist uns gelungen.“ Das Wissen und die Daten von folgenden Partnern der Thüga-Gruppe sind mit in die Studie eingeflossen: DREWAG - Stadtwerke Dresden GmbH, Stadtwerke Wiesbaden Netz GmbH, Harz Energie Netz GmbH, Mainova Aktiengesellschaft, N-ERGIE Netz GmbH, enercity Netzgesellschaft mbH, Netzgesellschaft mbH Chemnitz, Thüga Energienetze GmbH, WEMAG Netz GmbH.

Aus Sicht der Thüga-Gruppe sind drei Sachverhalte besonders klar herausgearbeitet geworden.

Die Kosten für eine Ausstattung von einer Million Messpunkten liegen zwischen 467 und 837 Millionen Euro. Nach Empfehlung einer Studie des Bundeswirtschaftsministeriums sollen in den nächsten Jahren bis zu 50 Millionen Messpunkte mit intelligenten Zählern und Messsystemen ausgestattet werden. Dem gegenüber könnten durch konsistente Anpassungen des Ordnungsrahmens energiewirtschaftliche Vorteile realisiert werden. Aus Sicht der Thüga liegt es jetzt an der Politik, diese Fakten zu bewerten und über die Einführung der intelligenten Zähler und Messsysteme zu entscheiden.

Die Studie legt zweitens ferner dar, dass – je nachdem, welches aktuell bestehende Instrument betrachtet wird – die derzeitige Anreizregulierung dazu führt, dass sich Rückzahlungen der Investitionen für die Netzbetreiber um bis zu zehn Jahre verzögern. Dieser unbefriedigende Zustand, der heute im Grundsatz auch für Investitionen in den Aus- und Umbau der Netze besteht, würde die Ergebnis- und Liquiditätssituation bei den Verteilnetzbetreibern weiter verschlechtern und ist nach Auffassung der Thüga-Gruppe nicht hinnehmbar. Die Bundesregierung ist hier gefordert, den Zeitverzug bei Investitionen im Verteilnetz zu beseitigen, um die Unternehmen nicht in eine Liquiditätsfalle zu zwingen.

Drittens macht die Studie zudem deutlich, dass eine Einführung von intelligenten Zählern und Messsystemen nicht isoliert betrachtet werden darf, sondern nur in einem entsprechenden Marktdesign sinnvoll ist, das in dieser Form heute nicht existiert. Eine Vielzahl von gesetzlichen Maßnahmen sind notwendig, um den netzdienlichen Einsatz von Smart Meter zu ermöglichen. Die Unternehmen der Thüga-Gruppe regen in diesem Kontext an, die gemeinsam mit dem BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. und dem Verband kommunaler Unternehmen e. V. erarbeiteten Marktdesignvorschläge in die Diskussion einzubeziehen.

“Wir sind gespannt, wie die Politik die Ergebnisse der dena-Studie bewertet und stehen für eine konstruktive Diskussion weiterhin zur Verfügung“, fasst Michael Riechel, Mitglied des Vorstandes der Thüga Aktiengesellschaft, seine Einschätzung zusammen.

Thüga-Gruppe positioniert sich im Massenmarkt Gateway-Administration

Vor dem Hintergrund, dass von den prognostizierten 50 Millionen neuen Stromzählern in Deutschland allein auf die Thüga-Gruppe rund 5,5 Millionen entfallen, haben die Unternehmen weitreichende Vorkehrungen unternommen, um eine effiziente Einführung zu ermöglichen.

Durch die Zusammenarbeit der Unternehmen der Thüga-Gruppe mit der Thüga MeteringService GmbH (TMS) werden die energiewirtschaftlichen Kompetenzen und Erfahrungen gebündelt. So unterstützt TMS als IT-Entwicklungspartner das im Januar 2014 gestartete Projekt „Admin 6000“ der Thüga-Gruppe. Ziel ist, effiziente und kostengünstige Strategien für die großräumige Einführung von Messsystemen zu entwickeln. Michael Riechel betont: „Energiewirtschaftliche Kompetenz und die Kundenanforderungen zum Datenschutz stehen im Mittelpunkt des Projektes. Dies ist eine besondere Verpflichtung für die Unternehmen der Thüga-Gruppe, denn die Kunden vertrauen diesen.“ Peter Hornfischer, Geschäftsführer der TMS, kündigt an: „Wir haben in die notwendige technologische Entwicklung investiert und stehen bereit. Wenn die Politik Fakten schafft, werden wir ab 2016 deutschlandweit die Gateway-Administration als Dienstleistung anbieten. Mit unserem Kundenstamm und den Partnerunternehmen aus der Thüga-Gruppe erzielen wir deutliche Kostenvorteile durch Bündelung, wie sie auch von der Politik gefordert wird.“

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