Rheinenergie bildet Rücklagen für Großprojekte

Köln (energate) - Europas größte Flusswärmepumpe am Standort Köln wird konkret. Noch im Laufe dieser Woche erwarte die Rheinenergie den so wichtigen Förderbescheid vonseiten des zuständigen Bundesamtes Bafa, gab sich der Vorstandschef des Kölner Regionalversorgers, Andreas Feicht, bei der Jahrespressekonferenz optimistisch. Insgesamt vier Unternehmen haben sich bei der Rheinenergie beworben, um die 150-MW-Anlage zu bauen, die künftig 50.000 Kölner Haushalte mit grüner Fernwärme versorgen soll. Den Zuschlag will Feicht nach der Sommerpause erteilen. Auch die Bezirksregierung als zuständige Genehmigungsbehörde für das Projekt komme voran. Allerdings sei eine Genehmigung für eine Großwärmepumpe dieses Ausmaßes am Rhein Neuland für die Behörde, gab Feicht zu bedenken.

Wenn alles weiter planmäßig läuft, kann der Bau Anfang 2025 starten, 2027 die Inbetriebnahme folgen. Großen Netzstress wie im Fall Oranienburg erwartet der Rheinenergie-Chef durch die 150-MW-Anlage und alle anderen kleineren Wärmepumpen, die noch folgen werden, nicht. "Wir haben hier großes Glück, weil unsere Vorgänger eine weise Entscheidung getroffen und eine sieben Kilometer lange Leitung direkt ans Höchstspannungsnetz von Amprion haben bauen lassen", sagte Feicht auf Nachfrage von energate. Mit der Installation eines neuen 110-kW-Umspannwerks lasse sich sowohl die Großwärmepumpe mit Strom versorgen wie auch das Verteilnetz in der rheinischen Großstadt. Bisher liegt dessen Spitzenlast bei 800 MW, nach aktueller Prognose müssen es langfristig 2.000 MW werden. Aber anders als im Berliner Speckgürtel habe "NRW noch Platz im Netz", betonte Feicht und damit zumindest heute noch kein Problem. Die Kapazitäten der Stromnetze seien für die Industrie ausgelegt, die dem Strukturwandel unterliegt.

Rekordergebnis schafft Polster

Für Erzeugungsprojekte wie die Flusswärmepumpe und den ambitionierten Strom- und Fernwärmenetzausbau wird die Rheinenergie Milliarden an Investitionsmitteln benötigen. Dank der guten Eigenkapitalquote von über 40 Prozent sowie dem niedrigen Verschuldungsgrad sei die Rheinenergie gut gewappnet, betonte Finanzvorständin Birgit Lichtenstein bei der Bilanzpressekonferenz. Hilfreich ist das Rekordergebnis für das abgelaufene Geschäftsjahr 2023. Der Gewinn kletterte von 118 auf 316 Mio. Euro, was die Rheinenergie in erster Linie ihren Kraftwerken zu verdanken hat. In Zeiten hoher Strompreise konnte der Versorger die Kapazitäten langfristig vermarkten und dadurch hohe Einnahmen erzielen.

Wie bei anderen Kommunen auch folgen nach solchen Rekordergebnissen Verhandlungen, wie viel Geld an die Gesellschafter ausgeschüttet werden muss und wie viel Geld für die kapitalintensiven Aufgaben der Energiewende im eigenen Haus bleibt. Für die Daseinsaufgaben der Großstadt stellt Rheinenergie über 150 Mio. Euro zur Verfügung und damit mehr als im Vorjahr (136 Mio. Euro), ordnete Lichtenstein ein. Dass die Rheinenergie zugleich 120 Mio. Euro thesaurieren, also für Investitionen einbehalten dürfe, bezeichnete sie als gutes Ergebnis. 

Solch ein Gewinn wie 2023 lasse sich aber nicht so schnell wiederholen, warnte die Finanzvorständin vor zu viel Optimismus. Zwar werden die Kraftwerke insbesondere zu Anfang dieses Jahres noch eine wichtige Rolle spielen, um die Bilanz zu verbessern, aber die Sparten Netz und Vertrieb schaffen keine Ergebnisse in dieser Größenordnung. Lichtenstein kalkuliert für 2024 vorsichtig mit einer Normalisierung des Gewinns auf einem Niveau von 200 Mio. Euro.

Batterie- und Autospeicher als neue Geschäftsfelder

Mit dem bereits vollzogenen Einstieg in den E-Mobilitätsdienstleister The Mobility House sowie dem geplanten Eintritt in den Markt der Großbatterien erwartet Rheinenergie-Chef Feicht zugleich neue Ergebnisträger. "Wir verhandeln gerade mit einem strategischen Partner, mit dem wir dies gemeinsam entwickeln würden", sagte Feicht zu energate. Die Rede sei von großen Batterieprojekten in Richtung 20, 30 oder 40 MW, die im Day-Ahead- oder Intraday-Handel, aber auch im Regelenergiemarkt (Primär-/Sekundärreserve) zum Einsatz kommen. Ökonomisch sei dies nur attraktiv, wenn die gesamte Wertschöpfungskette abgedeckt wird, also nicht nur der Anlagenbetrieb, sondern die Nominierungen inhouse über die Trading-Kollegen laufen, die bereits ein virtuelles Kraftwerk bewirtschaften.

Anlass für die Entscheidung gab auch, dass der Erneuerbarenmarkt selbst unter wirtschaftlichem Druck steht, da die Zinsen (Capex) steigen, die Preise am Großhandelsmarkt aber sinken, an dem sich die Anlagen refinanzieren müssen. Die Kopplung von Batterien und Assets sei eine der Maßnahmen, um die Wirtschaftlichkeit zu erhöhen und "nicht immer nur nach neuen Subventionen zu rufen", so der Rheinenergie-Chef. Die Bewirtschaftung der Autobatterien über Mobility House gehe in die gleiche Richtung, sei aber ungleich komplexer. /mt