Deutsche Bank erhöht Kursziel von 14 auf 14,5 Euro, "hold" Schwächere operative Ergebnisse im
Quartal erwartet
Die Analysten der Deutschen Bank haben ihr Kursziel für die Aktie des Verbund
von 14,0 auf 14,5 Euro erhöht. Hintergrund der Anhebung ist die Berücksichtigung eines gesunkenen Anteils
von Minderheiten am Konzern. Die Empfehlung "hold" wurde gleichzeitig bestätigt.
Von den
anstehenden Erstquartalszahlen des Konzerns erwarten die Analysten schwächere operative Ergebnisse.
Negative Effekte aus der Wasserführung und niedrigeren Strompreisen dürften die positiven Effekte des
Sparprogramms mehr als kompensiert haben, heißt es in der Analyse der Deutsche Bank-Analysten Martin
Brough, James Brand und Duncan Scott.
Für das laufende Geschäftsjahr 2017 des Verbund
prognostizieren die Experten einen Gewinn von 0,81 Euro je Aktie. Die Schätzung für das Folgejahr liegt
bei 0,67 Euro je Aktie. Die Dividenden werden mit 0,24 (2017) und 0,27 (2018) Euro je Aktie erwartet.
Verbund im ersten Quartal mit mehr Gewinn, Prognose für 2017 erhöht Konzernergebnis stieg um 13,4
Prozent auf 93,5 Mio. Euro - Für Gesamtjahr nun Konzerngewinn von rund 300 Mio. Euro (zuvor rund 280)
Mio. Euro erwartet
Der börsennotierte Stromkonzern Verbund hat in den ersten drei Monaten mehr
Gewinn erzielt und erhöht aufgrund der besser als erwarteten Ergebnisentwicklung des ersten Quartals die
Gewinnprognose für das Gesamtjahr 2017. Der Umsatz stieg um 0,5 Prozent auf 810,2 Mio. Euro, teilte das
Unternehmen am Mittwoch mit. Der Konzerngewinn stieg um 13,4 Prozent auf 93,5 Mio. Euro.
Die
Maßnahmen der vergangenen Jahre, insbesondere Kürzung bei den Wachstums- und
Instandhaltungsinvestitionen, konsequente Kostenreduktionen, Umsetzung der thermischen Restrukturierung
sowie Anpassung der Dividende hätten ihren Beitrag zur positiven Geschäftsentwicklung geleistet. Die
Nachfrage nach flexiblen Stromprodukten sei nach wie vor hoch.
Das EBITDA verbesserte sich um
6,5 Prozent auf 227,5 Mio. Euro, das operative Ergebnis stieg um 9,2 Prozent auf 141,3 Mio. Euro.
Für das Gesamtjahr 2017 erwartet der Verbund auf Basis einer durchschnittlichen Wasserführung und
eines durchschnittlichen Winddargebots in den Quartalen zwei bis vier ein EBITDA von rund 830 Mio. Euro
(bisher rund 800 Mio. Euro) und ein Konzernergebnis von rund 300 Mio. Euro (bisher rund 280 Mio.
Euro).
Die Erzeugung aus Wasserkraft sank im ersten Quartal um 372 Gigawattstunden (GWh) - die
Wasserführung der Flüsse lag mit einem Erzeugungskoeffizienten von 0,92 um 8 Prozent unter dem
langjährigen Durchschnitt und unter dem Niveau des Vorjahresquartals. Insgesamt stieg die Eigenerzeugung
aber wegen einer höheren thermischen Produktion und mehr Erzeugung aus Windkraft um 2,0 Prozent auf 6.836
GWh.
Die durchschnittlichen Absatzpreise für Strom seien leicht unter jenen des
Vorjahresquartals gelegen, so der Verbund. Die für das Geschäftsjahr 2017 maßgeblichen Preise für
Strom-Future-Kontrakte seien mit durchschnittlich 26,6 Euro pro Megawattstunde (MWh) um 14,2 Prozent
unter dem durchschnittlichen Niveau des Vorjahres gelegen. Die Spotmarktpreise (Base) hätten sich in der
Berichtsperiode um 63,3Prozent auf 41,3 Euro/MWh erhöht.
Die positive Ergebnisentwicklung sei
im Wesentlichen auf gestiegene Erlöse aus Flexibilitätsprodukten, insbesondere aus dem Engpassmanagement
zurückzuführen.
Von der APA befragte Analysten hatten im Durchschnitt einen Umsatz von 793,4
Mio. Euro, einen Nettogewinn von 88,6 Mio. Euro, ein EBITDA von 227,7 Mio. Euro und ein EBIT von 140 Mio.
Euro erwartet.
Verbund erzeugte im ersten Quartal mehr Strom Weniger Produktion aus Wasserkraft, Zuwächse bei
thermischer Erzeugung und Windkraft
Der Verbund hat in den ersten drei Monaten mehr Strom
erzeugt: Gestiegen sind die thermische Produktion sowie die Erzeugung aus Windkraft, während es bei der
Wasserkraft wegen der niedrigeren Wasserführung der Flüsse einen Rückgang gab.
Die Zahl der
Endkunden, die vom Verbund Strom und Gas beziehen, lag Ende des ersten Quartals bei 407.000, geht aus dem
am Mittwoch veröffentlichten Zwischenbericht hervor. Ende 2016 hatte der Verbund 392.000 Endkunden.
Die Eigenerzeugung des Verbund stieg um 2 Prozent auf 6.836 Gigawattstunden (GWh). Dabei gab es
bei der Wasserkraft einen Rückgang um 6,3 Prozent bzw. 372 GWh auf 5.577 GWh. Der Erzeugungskoeffizient
der Laufkraftwerke betrug 0,92 und lag damit um 0,8 Prozent unter dem langjährigen Durchschnitt und auch
unter dem Wert des ersten Quartals 2016 (1,00 Prozent).
Die Erzeugung aus Wärmekraft hat sich
fast verdoppelt und stieg um 485 GWh auf 975 GWh. Das Gas-Kombi-Kraftwerk im steirischen Mellach wurde
dabei verstärkt für das Engpassmanagement eingesetzt und erzeugte im ersten Quartal um 473 GWh mehr
Strom. Der Verbund hat Mitte März entschieden, Mellach nicht zu verkaufen, sondern selbst zu betreiben.
Es soll künftig zur Stromnetzstabilisierung beitragen. Die Erneuerbare Energie (Windkraft, Photovoltaik,
aber auch Wasserkraft) liefert gerade im Winter zu wenig Elektrizität. Das Steinkohlekraftwerk in
Mellach, das bis 2019 stillgelegt werden soll, hatte laut Verbund-Quartalsbericht eine um 12 GWh höhere
Erzeugung.
Die Windkraft- und Photovoltaik-Anlagen des Verbund steigerten vor allem wegen des
höheren Windaufkommens in Rumänien die Produktion um 18 GWh auf 284 GWh.
Der Stromabsatz des
Verbund stieg um 0,3 Prozent auf 13.767 GWh. Die Stromerlöse erhöhten sich um 30,5 Mio. auf 640,6 Mio.
Euro.
Reduziert hat der Verbund im ersten Quartal die Verschuldung: Der Nettoverschuldungsgrad
betrug 55,0 Prozent, nach 62,4 Prozent im Vorjahresquartal. Das Ergebnis je Aktie stieg von 0,24 auf 0,27
Euro. Der durchschnittliche betriebswirtschaftliche Personalstand verringerte sich um 3,3 Prozent von
2.954 auf 2.858 Mitarbeiter.
Stromkonzern hebt nach gutem 1. Quartal die Guidance an
Ein gutes erstes Quartal legte den
Grundstein für die Anhebung des Ergebnisausblicks für 2017. Bei stabilen Umsätzen (+0,5% auf EUR 810
Mio.) konnte das EBITDA im 1. Quartal um 6,5% auf EUR 227,5 Mio. gesteigert werden und der Quartalsgewinn
um 13,5% auf EUR 93,5 Mio.
Dies ist auf gestiegene Erlöse aus Flexibilitätsprodukten,
insbesondere aus dem Engpassmanagement, sowie auf positive Effekte aus der thermischen Restrukturierung
zurückzuführen. Belastend wirkten hingegen die niedrigere Wasserführung (Q1/2017: 0,92; Q1/2016: 1,00)
und ein geringeres Ergebnis im Segment Netz. Aufgrund der guten Ergebnisentwicklung im Q1 hob der
Vorstand seinen Ausblick für das Gesamtjahr an und erwartet nun ein EBITDA von rund EUR 830 Mio. (zuvor:
EUR 800 Mio.) und ein Konzernergebnis von rund EUR 300 Mio. (zuvor: EUR 280 Mio.).
Ausblick
Die Q1-Zahlen übertrafen unsere Erwartungen aufgrund der stärkeren Einnahmen aus
Flexibilitätsprodukten, die auch der Haupttreiber für die Anhebung der Guidance sein dürften. Wir bleiben
jedoch bei unserer Halten-Empfehlung da die Bewertung auf Sicht der kommenden 2 Jahre nicht mehr günstig
erscheint. Die höhere Guidance für 2017 ist auch bereits in den Konsenus-Schätzungen enthalten.
Stromzonen-Kompromiss in Österreich und Bayern begrüßt Bayerns Wirtschaftsstaatssekretär Pschierer
bastelt schon Ökostromreform-Wunschliste an Berlin: EEG-Umlage deckeln -Anzengruber: "Müssen bei Ökostrom
weg vom Fördertopf zurück in den Markt"
Verbund-CEO Wolfgang Anzengruber und Bayerns
Wirtschaftsstaatssekretär Franz Josef Pschierer haben am Mittwoch in Wien den von den Regulatoren
Österreichs und Deutschlands Anfang der Woche zur gemeinsamen Stromzone erzielten Kompromiss begrüßt. Dem
CSU-Staatssekretär ist das deutsche Ökostromsystem viel zu teuer, er schreibt für die Bundestagswahl im
Herbst schon an einer Wunschliste für Berlin.
Anzengruber und Pschierer sprachen beide von
einem "tragbaren Kompromiss". Auch mit der Hürde einer ab Oktober 2018 verringerten grenzüberschreitenden
Stromhandels-Kapazität - die bis 2022/2024 aber schrittweise wieder etwas angehoben werden soll - werde
die zukunftsträchtige Kooperation der beiden Länder fortgesetzt werden können, meinte Anzengruber, der
auch Präsident des Branchenverbandes Oesterreichs Energie ist. Pschierer, Vertreter Bayerns bei der
deutschen Bundesnetzagentur, dem Pendant zur österreichischen E-Control, sprach vom "Besten", das unter
den gegebenen Umständen erreichbar gewesen sei - und von einer Planungssicherheit, die damit geschaffen
worden sei.
Pschierer und Anzengruber kritisierten, aus unterschiedlicher Perspektive, das
wettbewerbsfremde Ökostrom-Regime beider Länder. "Wir müssen die Technologien weg vom Fördertopf zurück
in den Markt bringen", forderte Anzengruber: "Wir müssen wieder Investitionsanreize von der Markrendite
her ins System bringen. Heute kommen sie nur aus der Förderung."
Der bayerische Staatssekretär
kündigte für die Koalitionsverhandlungen in Berlin nach den Bundestagswahlen am 24. September eine
Wunschliste für eine grundlegende Reform des deutschen Ökostrom-Systems an, "um die Preise wieder in den
Griff zu bekommen". Denn auf Basis des jetzigen Systems würden die privaten Verbraucher und die
Unternehmen in Deutschland bis zum Jahr 2022 mehr als 400 Mrd. Euro an Ökostromzulage (EEG-Umlage) zu
bezahlen haben. Die Anfang 2017 auf 6,88 Cent je kWh gestiegene EEG-Umlage sollte bei 6,5 ct gedeckelt
werden und darüber hinaus nötige Mittel aus einem eigenen Fonds kommen. Für eine Senkung von Stromsteuern
und -abgaben wäre der Staat zuständig: Doch mit jeder Strompreiserhöhung verdiene Finanzminister Wolfgang
Schäuble mit "und bei uns minimiert es den Wettbewerb". "Mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sind wir am
Ende angelangt. Wir werden hier Positionen formulieren für die Zeit nach dem 24. September - "auch gegen
unsere Schwesterpartei", so CSU-Staatssekretär Pschierer an die Adresse der CDU.
Pschierer,
der sich gerade mehrtägig mit einer Polit- und Wirtschaftsdelegation in Wien aufhält, sowie Anzengruber
und Oberösterreichs Landeshauptmannstellvertreter Michael Strugl (ÖVP) bekannten sich zu einer
Intensivierung der Beziehungen zwischen Österreich und Bayern. So gebe es neben der Stromerzeugung - der
Verbund verfügt in Bayern über erhebliche Wasserkraft-Kapazitäten - etwa auch eine Zusammenarbeit zur
E-Auto-Strom-Lade-Infrastuktur, erinnerte Pschierer. Da sieht er aber noch Hürden: Es werde die
Lade-Infrastuktur nicht ausgebaut, weil es zu wenig Elektroautos gebe, und es würden zu wenig E-Fahrzeuge
gekauft, weil es an Schnellladepunkten fehle - bei denen Bayern jetzt Gas geben wolle. Wichtig sei auch
der Erzeugungsmix: "Der Umstieg auf E-Autos macht keinen Sinn, wenn ich Strom aus Kohle- oder
Gaskraftwerken habe."
Kraftwerke werden öfter zur Stromnetz-Stabilisierung eingesetzt Kosten über Vorjahr - Wien Energie:
Einsatz der Kraftwerke für Engpass-Management heuer bereits verdoppelt - Wegen Hitzewelle Wiener
Gaskraftwerke nicht auf vollen Touren
Kraftwerke werden angesichts der zunehmenden volatilen
Stromerzeugung aus Wind und Sonne auch in Österreich immer öfter zur Stabilisierung der Stromnetze
eingesetzt. "Die Eingriffe zur Stabilisierung des Stromnetzes steigen kontinuierlich an", sagte ein
Sprecher des Übertragungsnetzbetreibers APG zur APA.
Im Vorjahr beliefen sich die Gesamtkosten
zur Stromnetz-Stabilisierung auf 157,6 Mio. Euro. Heuer ist der Vorjahreswert bereits übertroffen - laut
APG sind es bisher rund 170 Mio. Euro (Stand 28. Juni). Darin enthalten sind sowohl die von der APG als
auch von benachbarten Übertragungsnetzbetreibern benötigten Abrufe.
Bei der Wien Energie
beispielsweise hat sich wegen des kalten und windreichen Jänners und der zunehmenden volatilen Erzeugung
von Solar- und Windenergie die Zahl der Einsätze der Gaskraftwerke heuer im ersten Halbjahr im Vergleich
zum Vorjahr verdoppelt, heißt es aus dem Unternehmen zur APA. Auch EVN, Verbund und Energie
Oberösterreich sehen eine steigende Tendenz.
Hintergrund ist, dass die Netzbetreiber wegen der
unzureichenden Netzkapazitäten in Europa bei gleichzeitigem massiven Ausbau der erneuerbaren Energie
immer mehr ins Netz eingreifen müssen. Mit diesen sogenannten Redispatch-Maßnahmen sollen Netzengpässe
beseitigt und das Stromnetz stabilisiert werden. Dafür werden Kraftwerkskapazitäten, vor allem thermische
Anlagen aber auch Pumpspeicherkraftwerke, vorgehalten, die in Engpasssituationen von Netzbetreibern
abgerufen werden. Die EVN und die Energie AG Oberösterreich etwa haben für den Winter auch diesbezügliche
Verträge mit einem deutschen Netzbetreiber abgeschlossen.
Die Wien Energie hat der APG heuer
bis Ende Juni 75 Mal und 447 Stunden bei der Netzstabilisierung geholfen, heißt es aus dem Unternehmen
zur APA. Die Zahl der Einsätze durch die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) habe sich seit 2013 von 15
Einsätzen auf bis zu 150 Einsätze pro Jahr vervielfacht. Auch für den heurigen Sommer wurde mit der APG
eine Reserveleistung von 800 Megawatt (MW) vereinbart.
Aus dem Verbund heißt es, dass flexible
Erzeugungseinheiten wie Pumpspeicher bzw. thermische Kraftwerke für die Integration der stetig wachsenden
Anteile an volatiler Wind- und Sonnenenergie in das Stromsystem unabdingbar seien. Während der
Kälteperiode zu Jahresbeginn seien die thermischen Kraftwerke zur Netzstützung in Österreich auf
Hochtouren gelaufen, das Gaskraftwerk in Mellach beispielsweise habe in dieser Phase bis zu 800 MW
eingespeist.
Bei der EVN sind die thermischen Kraftwerke im seit 1. Oktober laufenden
Geschäftsjahr bisher jeden zweiten Tag zur Netzstabilisierung abgerufen worden. Die Tendenz der Einsätze
sei steigend, in den letzten Monaten sei dies fast täglich erfolgt, so ein Sprecher.
Die
Energie AG Oberösterreich hat ihr Gaskraftwerk in Timelkam im aktuellen Geschäftsjahr im Zeitraum 1.
Oktober bis Ende März rund 2.600 Stunden und damit etwas mehr als im Vorjahreszeitraum eingesetzt. April
und Mai seien auf Vorjahresniveau gelegen, der Juni werde leicht darüber liegen, so ein Sprecher zur
APA.
Zu schaffen macht Kraftwerken auch die aktuelle Hitzewelle. So können beispielsweise bei
der Wien Energie die Gaskraftwerke wegen der hohen Temperaturen nicht auf vollen Touren fahren. Grund
dafür sind die höheren Temperaturen des für die Kühlung benötigten Wassers aus dem Wiener Donaukanal.
Zum Thema Wasserkrafterzeugung heißt es aus dem Verbund, dass man derzeit im Bereich der
langfristigen Schwankungsbreite sei. Weniger Wasser in den Flüssen bedeute generell nicht 1:1 weniger
Stromerzeugung, für die das Gefälle zwischen Ober- und Unterwasser wichtig ist. Genutzt werde die Periode
auch für Überprüfung, Wartung, Instandhaltung und Reparatur der Anlagen.
Auch in Deutschland
wurden heuer bereits deutlich mehr Noteingriffe zur Netzstabilisierung vorgenommen. So hat etwa der
Netzbetreiber Tennet kürzlich erklärt, dass die Kosten auch wegen des windreichen Jänners im
Vorjahresvergleich um mindestens 50 Prozent gestiegen seien. "Die Anspannung im Netz ist hoch, und sie
wird mit der Abschaltung weiterer Kernkraftwerke noch zunehmen", so Tennet-Deutschland-Chef Urban Keussen
zur dpa. Laut Bundesnetzagentur könnten die Eingriffskosten nach Abschaltung der letzten Atomkraftwerke
2022 auf bis zu 4 Mrd. Euro im Jahr steigen, 2015 war es 1 Mrd. Euro. Solange Leitungen fehlen, um
Windstrom vom Norden Deutschlands in den Süden zu transportieren, müssen vor allem im Herbst und Winter
immer wieder Windparks gegen Kosten abgeschaltet und Reservekraftwerke im Süden Deutschlands oder in
Österreich hochgefahren werden.
Grundannahme: Irgendwo ist immer Wind und daher wird die Leistung bei weiterem Ausbau immer stabiler, so
dass am Ende keine Energiespeicher gebraucht werden. Man muss nur genügend Windräder aufstellen.
Richtig ist: der Wind weht nicht überall zur gleichen Zeit gleich stark. Das heißt, dass das hundert
Kilometer weite lokale Wetter darüber entscheidet, wieviel Strom die in diesem Bereich aufgestellten
Windräder produzieren. Allerdings ist Europa viel grösser und demzufolge schwankt auch die
Windstromproduktion nahezu chaotisch mit dem regionalen Wind – mal viel zu viel, mal eben fast nichts.
Und es gibt so etwas wie „Großwetterlagen“.
Das Argument: „Irgendwo weht der Wind immer“ und
die daraus abgeleitete Erwartung einer deutlichen Glättung der Gesamtleistung in einem Maße, das einen
Verzicht auf Backup-Kraftwerksleistung ermöglichen würde, ist allerdings ausweislich der realen Daten
niemals eingetreten. Das gilt auch für die vielgepriesenen Offshore Windräder. Das Gegenteil ist der
Fall, nicht nur für ein einzelnes Land, sondern für ganz Europa.
Für das Jahr 2016 weist die
entsprechende Zeitreihe (Stundenwerte) einen Mittelwert der Windstromproduktion von 33.000 MW und ein
Minimum von weniger als 6.500 MW auf. Man bedenke: Bei Windstille werden europaweit gerade mal 6.500
Megawatt von installierten 150.000 Megawatt Wind erzeugt. Dies entspricht trotz der europaweit verteilten
Windparkstandorte gerade einmal 4 Prozent der insgesamt installierten Nennleistung. Oder anders gesagt:
von den 150 „Wind-Großkraftwerken von je 1000MW“ produzieren europaweit gerad mal noch sechs. Der Rest
steht nur so rum und wartet auf Wind.
Die schlechte Nachricht: Windenergie trägt praktisch
nicht zur Versorgungssicherheit bei und erfordert 100 Prozent planbare konventionelle
Backup-Kraftwerke.
Im Klartext: Wir werden auch bei noch viel umfangreicherem Windausbau den
kompletten alten Kraftwerkspark brauchen und bezahlen müssen, da sonst die Lichter bei „Dunkelflaute“
ausgehen. Von der Dunkelflaute sind nämlich oft große Teile Europas gleichzeitig betroffen.
Zum selben Thema ebenfalls aufschlussreich: Deutschland hat für die Energiewende bereits 150 Milliarden
Euro ausgegeben, in den nächsten zehn Jahren werden die Kosten laut einer Studie der Universität
Düsseldorf auf insgesamt über 500 Milliarden Euro steigen. Trotz der riesigen Summen ist die Emission von
Treibhausgasen in der Bundesrepublik heute höher als im Jahr 2009.
zum einen hat das niemals jemand behauptet, zum anderen ist die position des achgut-blogs gegenüber
erneuerbaren energien grundsätzlich klimaskeptisch. unschwer nachvollziehbar warum er es lieber mit
der fossil-lobby hält. mit ein grund warum sich einige intellektuelle schwergewichte unter den
autoren bereits zurückgezogen haben, darunter auch gründungsmitglieder.
ich halte den blog
für ein positives fester zur meinungsvielfalt, mit der bedingung dass propaganda und aktionismus einiger
autoren auszublenden seien, zumal sie einem wissenschaftlichen populismus entsprechen, der es nicht
einmal für nötig hält, klimaschutz (emission) und umweltschutz (immission) zu differenzieren.
klimaskeptiker gleich wie eu-skeptiker gehen in ihren kernaussagen primitiv und schablonenhaft
vor. "ich glaube was du tust ist scheisse, wenn du denkst dass ich irre, beweise mir das
gegenteil".
windenergie ist bestimmt nicht die lösung, aber sie ist ein wesentlicher teil der
lösung, und als nichts anderes wurde sie ursprünglich konzipiert!
>windenergie ist bestimmt nicht die lösung, aber sie ist ein >wesentlicher teil der lösung,
und als nichts anderes wurde sie >ursprünglich konzipiert!
Alles eine Frage der
Problemstellung.
Der Autor hat zuerst die Behauptung aufgestellt, daß ein Ausbau der
Windenergie der Netzstabilität dienen müßte. Nach einer kurzen Untersuchuchung kommt er zum ernüchternden
Ergebnis: Dafür ist Windenergie nicht gut. Daraus aber zu verallgemeinen, daß Windenergie für gar
nichts gut ist, wäre ein grober Fehler.
>zum einen hat das niemals jemand behauptet, zum anderen ist >die position des achgut-blogs
gegenüber erneuerbaren energien > >grundsätzlich klimaskeptisch. unschwer nachvollziehbar
warum >er es lieber mit der fossil-lobby hält. mit ein grund warum >sich >einige intellektuelle schwergewichte unter den autoren bereits >zurückgezogen haben,
darunter auch gründungsmitglieder.
Tatsächlich? Kenne die Site noch nicht lange, we hat sich
zurückgezogen?
P.S. Dieser Autor scheInt mir berufsbedingt pro Atom-Lobby zu sein?
>ich halte den blog für ein positives fester zur >meinungsvielfalt, mit der bedingung
dass propaganda und >aktionismus einiger autoren >auszublenden seien, zumal sie einem
wissenschaftlichen >populismus entsprechen, der es nicht einmal für nötig hält, >klimaschutz >(emission) und umweltschutz (immission) zu differenzieren. > >klimaskeptiker gleich wie eu-skeptiker gehen in ihren >kernaussagen primitiv und
schablonenhaft vor. "ich glaube was >du tust ist >scheisse, wenn du denkst dass ich
irre, beweise mir das >gegenteil". > >windenergie ist bestimmt nicht die lösung,
aber sie ist ein >wesentlicher teil der lösung, und als nichts anderes wurde sie >ursprünglich >konzipiert!
Ok, nur wenn nunmehr deswegen in DeutschLand die
Kohlenkraftwerke auf Hochtouren laufen sollte man vielleicht mal kritisch innehalten.
>>Ok, nur wenn nunmehr deswegen in DeutschLand die >Kohlenkraftwerke auf >>Hochtouren laufen sollte man vielleicht mal kritisch >innehalten. > >Die Kohlekraftwerke laufen nicht wegen der Windenergie, >sondern schlimmstenfalls trotz der
Windenergie auf Hochtouren.
Laufen die nicht (auch) zur Netzwerkstabilisierung wg
Windkraft?
>>Laufen die nicht (auch) zur Netzwerkstabilisierung wg >Windkraft? > >Sie
laufen dann, wenn die Windkraft (voraussichtlich) nicht >liefern kann. Aber ohne die Windkraft
müßten sie immer laufen, >mit Windkraft nur manchmal.
Ich dachte sie laufen auch
wenn es viel Wind gibt damit das Netz nicht zusammenbricht?
Positiver UVP-Bescheid für Pumpspeicherkraftwerk Limberg III
Bau für Verbund von Entwicklungen
am Strommarkt abhängig - Projekt ohne 380-kV-Salzburg Leistung nicht sinnvoll
Für das geplante
Pumpspeicherkraftwerk Limberg III in Kaprun (Pingzau) liegt seit Freitag ein positiver UVP-Bescheid vor.
Ob das unterirdische 480-Megawatt-Kraftwerk gebaut wird, hänge jedoch von den Rahmenbedingungen am
Strommarkt ab, teilte der Verbund mit. Pumpspeicherkraftwerke seien für die Abfederung von
Netzschwankungen zwar notwendig, ihr Bau und Betrieb derzeit aber nicht wirtschaftlich.
"Die
Dienstleistung der Netzstabilisierung wird momentan und in absehbarer Zeit nicht abgegolten", sagte
Verbund-Sprecher Wolfgang Syrowatka am Freitag zur APA. Das Kraftwerk müsse sich daher über den
Strompreis am Markt finanzieren. Der sei aktuell niedrig, zudem sei auch der Unterschied zwischen tiefem
Strompreis ("Base") und hohem Strompreis ("Peak") aktuell sehr gering. "Der Bedarf für das Projekt wäre
da. Aber wir müssen uns die geplante Investition konkret anschauen."
Zugleich hänge eine
Realisierung vom Ausbau der Übertragungsnetze und damit auch vom Bau der geplanten 380-kV-Leitung durch
Salzburg ab - ab 17. Juli verhandelt das Bundesverwaltungsgericht in Wien über die Berufung. "Das Projekt
kann nur dann seine volle Wirkung entfalten, wenn leistungsstarke Netze zur Verfügung stehen", sagte
Syrowatka. Der UVP-Bescheid sei bis zum 31. Dezember 2025 gültig.
Wie der Verbund mitteilte,
werde Speicherkraft als "grüne Batterie" dringend gebraucht, weil durch den Ausbau der erneuerbaren
Energien der Bedarf an Ausgleichs- und Regelenergie zunimmt. Die Erzeugung aus Wind und Sonne sei volatil
und schwer planbar. Ohne eine zusätzliche Beeinträchtigung der Umwelt könne mit dem Kavernenkraftwerk
Limberg III die Leistung der Kraftwerksgruppe Kaprun um weitere 480 Megawatt auf über 1.300 MW gesteigert
werden und so - etwa bei Windstille - der Ausfall von über 500 modernen Windrädern innerhalb kürzester
Zeit kompensiert werden.
Limberg III soll wie sein 2011 ans Netz gegangenes Zwillingskraftwerk
Limberg II auf die beiden Hochgebirgsstauseen Moserboden und Wasserfallboden in Kaprun zurückgreifen und
vollständig im Berg verschwinden. Anders als Limberg II soll das neue Projekt der Feinregelung im Netz
dienen. Dies bedeute, dass nicht immer die vollen 480 MW Leistung zum Einsatz kommen, sondern der Einsatz
auch in Teillastbereichen möglich sein wird.