AKTIF Blog

Die im Oktober 2021 in Kraft getretenen Neuregelungen der Bundesnetzagentur im Rahmen von Redispatch 2.0 brachten diverse Veränderungen für den deutschen Energiemarkt mit sich. Neben einer Vielzahl zusätzlicher Verpflichtungen und Vorgaben, die bestehenden Marktakteuren auferlegt wurden, entstanden mit dem Ziel der optimierten Kraftwerkeinsatzplanung auch zwei weitere Marktrollen: der Einsatzverantwortliche (EIV), der sich hauptsächlich um die Einsatzplanung von Erzeugungsanlagen kümmert, und der Betreiber der technischen Ressource (BTR). Die konkreten Aufgaben können sich hierbei von Fall zu Fall unterscheiden und gehen fließend ineinander über, wobei insbesondere beim BTR viele Unternehmen bis heute keine genaue Vorstellung haben, worauf es im Detail ankommt. So verwundert es auch nicht, dass eigentlich zwar beide Rollen für die jeweiligen Anlagenbetreiber vorgesehen sind – in der Praxis jedoch häufig von Direktvermarktern oder anderen spezialisierten Dienstleistern wahrgenommen werden. Denn wie in vielerlei Hinsicht, wenn es um den Redispatch 2.0 geht, gilt auch beim Thema BTR: Anspruch und Wirklichkeit klaffen ein gutes Stück auseinander.

Deutlich zeigt sich dies etwa an der Art, wie die Abregelung von Erzeugungsanlagen entschädigt wird. Während ursprünglich angedacht war, dass der regelnde Netzbetreiber die Ersatzmengen bilanziell ausgleicht und es somit zu keinen Preis- und Mengenrisiken beim Direktvermarkter kommt, findet im Rahmen einer Übergangslösung der Ausgleich nun wieder finanziell statt, wie es schon beim Redispatch 1.0 üblich war. Die Preis- und Mengenrisiken wurden damit wieder zum Direktvermarkter und Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) verlagert. Die Pflichten des BTR beinhalten dabei, in Kommunikation mit dem Netzbetreiber die geregelte Menge per EDIFACT-CONTRL-Nachricht zu quittieren, diese zu prüfen, um dann zuzustimmen oder abzulehnen. Dieser elektronische Austausch unterliegt einer eigenen Regelung und ist losgelöst von der sonstigen GPKE-Kommunikation (und erfolgt somit auch nicht per AS4).

Normalerweise läuft der entsprechende Prozess hier folgendermaßen ab: Nachdem der Netzbetreiber eine Erzeugungsanlage abgeregelt hat, sendet er dem zugehörigen BTR die entsprechende Regelmenge zu, der diese wiederum mit der prognostizierten Erzeugungsmenge abgleicht. Stimmt der BTR der übermittelten Menge zu, wird diese dem Direktvermarkter zur weiteren Verarbeitung bereitgestellt. Um den finanziellen Ausgleich vom Netzbetreiber zu erhalten, muss diese ihm jedoch aktiv in Rechnung gestellt werden – was besonders zum Start der Regelung zu einigen Problemen führte. Eine für den durchregulierten deutschen Energiemarkt äußerst ungewöhnliche Situation tritt hingegen ein, sollte der BTR der übermittelten Menge nicht zustimmen. Denn die Kommunikation für einen solchen Klärfall zwischen BTR und Netzbetreiber unterliegt praktisch keiner Regelung. De facto bedeutet dies also meist den Griff zum Hörer.

Was nun zunächst recht unkompliziert klingen mag, stellt Anlagenbetreiber, Direktvermarkter und Co. im Tagesgeschäft durchaus vor Herausforderungen, denn der Teufel steckt, wie so oft, im Detail. Allem voran in Sachen Abrechnung und Marktkommunikation ist dabei passende Software und Expertise entscheidend. Externe Anbieter können hier für Entlastung sorgen, in dem sie die Aufgaben des BTR übernehmen und beispielsweise die Kommunikation mit dem Netzbetreiber oder die Rechnungsstellung abwickeln. Auch wenn nur schwer abzusehen ist, wohin sich die Marktrolle zukünftig entwickeln wird – und angesichts der allgemeinen Frustration über den Redispatch 2.0 und ersten Überlegungen zum Thema Redispatch 3.0 ist von weiteren Veränderungen auszugehen – sind betroffene Marktakteure mit Partnern wie AKTIF selbst im Hinblick auf Ausnahmefälle im Prozessablauf flexibel aufgestellt und prozessseitig abgesichert.

erschienen in e|m|w, Ausgabe 3/2024

Spätestens auf der E-world im Februar wurde deutlich: Das Thema der dynamischen Tarife beschäftigt die Energiebranche aktuell massiv. Kein Wunder, müssen doch sämtliche deutschen Stromversorger bis spätestens zum 1. Januar 2025 ein solches Angebot in ihr Portfolio integriert haben – und dieses dann auch entsprechend abrechnen können. Insbesondere softwareseitig stellen dynamische Tarife jedoch viele EVU und deren Dienstleister vor Herausforderungen. Denn wo bisher ausschließlich mengenvariabel zu festen Preisen nach Standard-Last-Profil (SLP) abgerechnet wurde, gilt es jetzt, zeit-, last- und preisvariable Tarife abzubilden. Hierfür müssen umfassende Anpassungen vorgenommen werden. Softwarehersteller, die bisher keine oder wenig Erfahrung in diesem Bereich sammeln konnten, sehen sich nun häufig mit einem beträchtlichen Entwicklungsaufwand konfrontiert. Hierfür wird die Zeit mittlerweile knapp.

Als Unternehmen, das schon länger mit der Abrechnung von Gewerbe- und sonstigen Sondervertragskunden vertraut ist, stellt dies für AKTIF kein Problem dar. Ob diese im Einzelfall per SLP oder RLM (Registrierende Leistungsmessung) erfolgt, ist dabei zweitrangig – die Möglichkeit zur zeitreihenbasierten Abrechnung war und ist hier Grundvoraussetzung. Neu hinzu kommt somit im Grunde nur, dass zukünftig auch Haushaltskunden vergleichbare Angebote in Anspruch nehmen können. Diese allgemeine Feststellung darf jedoch nicht darüber hinwegtäuschen, welche spezifischen Fragen Energieversorger konkret bei der Einführung und Abrechnung dynamischer Tarife beantworten müssen. Zu klären ist beispielsweise: Welche Verbrauchsmengen-Zeitreihe bildet die Grundlage für die Abrechnung (eingekaufte Zählzeiten vom Messstellenbetreiber oder das SLP)? Orientiert sich der Preis an den aktuellen Börsenpreisen – und wenn ja, am Spot- oder am Terminmarkt? Welche Daten sollten den Endkunden per Web-Portal oder App zur Verfügung gestellt werden? Unabhängig davon, für welche konkrete Ausgestaltung seiner dynamischen Tarife sich ein EVU letztendlich entscheidet, braucht es also Software und prozessuale Unterstützung, die der neuen Abrechnungswelt von Tag 1 an gerecht wird.

Welche Rolle das Angebot dynamischer Tarife im Haushaltskundensegment zukünftig tatsächlich spielt, bleibt noch abzuwarten. Die Erfolge von Anbietern wie Tibber zeigen jedoch deutlich, dass das Konzept – gute Umsetzung vorausgesetzt – schon heute offensichtlich Anklang findet und der aktuelle Hype um das Thema nicht unbegründet ist. Energieversorger sollten die Pflicht, dynamische Tarife anzubieten, deshalb als Chance zur zusätzlichen Wertschöpfung begreifen. Anbieter, die seit längerem mit der zeit-, last- und preisvariablen Abrechnung vertraut sind und bereits jetzt über entsprechende Lösungen verfügen, können hierbei für eine bestmögliche Umsetzung und Entlastung im Tagesgeschäft sorgen. Mit einer entsprechenden Software-Plattform lassen sich so etwa Verbrauchswerte und Börsenpreise unkompliziert importieren und verarbeiten. Die effiziente Abrechnung wird damit zum Enabler dynamischer Tarifmodelle.

erschienen in ZfK 5/2024, Seite 12

Wenn der halbjährliche Formatwechsel in der Marktkommunikation der Energiewirtschaft, Wochenende und Osterfeiertage zusammenfallen, kommt eines garantiert nicht auf: Langeweile. Damit der Umstieg für alle Beteiligten in den letzten Tagen so stressfrei wie möglich erfolgen konnte, hat das Team von AKTIF rechtzeitig im Voraus die Weichen für einen erfolgreichen Start des jüngsten AKTIF®dataService-Release R1/2024 gestellt. Schon ab dem 11. März stand die aktualisierte Software auf dem Produktivsystem bereit. Am Abend des 2. April wurden die bisherigen Marktkommunikationsprozesse deaktiviert. Das Zeitfenster vom 3. bis 6. April wurde für die schrittweise Inbetriebnahme der Neuerungen reserviert. Die bisherigen Rückmeldungen der Anwender bestätigen, dass die Umstellung weitgehend nahtlos erfolgt ist – mal ganz abgesehen davon, dass unterbrechungsfreie Abläufe auch ein konformes Agieren der Marktpartner voraussetzen.

Gerade in dieser Hinsicht wurde die wohl größte Hürde in Form des verpflichtenden EDIFACT-Nachrichtenaustauschs via AS4-Protokoll in den AKTIF-Reihen bereits im letzten Herbst genommen. Die Anbindung der AKTIF®dataService-Software an die VICOS Plattform der Virtimo AG entfaltet seit Monaten Wirkung. Dass das Zusammenspiel zur Unterstützung hochautomatisierter Datenaustauschprozesse in der Sparte Strom funktioniert, brachte die Generalprobe ans Licht – beste Voraussetzungen für die Premiere. Entsprechend wurde nach umfangreichen Tests zuletzt nur noch an den Feinheiten gefeilt. Die erforderlichen Zertifikate standen rechtzeitig zur Verfügung, so dass nach Umstellung der Verbindung im AKTIF-System der Versand aller Nachrichten termingerecht über AS4 erfolgen konnte – inklusive intuitivem Monitoring der einzelnen Nachrichten.

Zuweisung Auffangmessstellenbetreiber, Reklamation von Zählzeiten und erweiterte Berechnungsformel gewährleisten lückenlose Prozesse

Darüber hinaus trägt das Release R1/2024 aber auch zahlreichen weiteren neu hinzugekommen Anforderungen adäquat Rechnung. So lässt sich beispielsweise die im Messstellenbetriebsgesetz zusätzlich definierte Funktion des Auffangmessstellenbetreibers jederzeit nachvollziehbar und stichhaltig im System zuweisen. Die entsprechende Migration seitens AKTIF wurde ausgeführt. Zudem übernimmt AKTIF ab sofort für Lieferanten die Reklamationen von Zählzeiten bei unplausiblen Angaben seitens eines Netzbetreibers. Dies ist sowohl vollautomatisch als auch manuell möglich. Gleichzeitig wurde die Berechnungsformel für komplexe Lieferstellen um den Aufteilungsfaktor ergänzt. All diese Erweiterungen tragen zu noch mehr Effizienz im energiewirtschaftlichen Alltag bei.

Spezifischer Ausbau für die Marktrolle BTR

Das Gleiche gilt für den Ausbau der Marktkommunikationsprozesse rund um die Marktrolle des BTR (Betreiber technische Ressource). Dessen Informationsaufgaben und insbesondere der Datenaustausch mit dem Netzbetreiber werden ab sofort von AKTIF®dataService im Rahmen einer Zusatzlizenz automatisiert abgebildet.

Abb.: Austauschprozesse Netzbetreiber – BTR

Ebenfalls nicht fehlen dürfen die Stichworte OBIS-Daten, XRechnung und CO2-Kostenaufteilung als weitere Themen, die im Release gezielt Berücksichtigung gefunden haben. Die Darstellung der Details würde an dieser Stelle den Rahmen sprengen, ebenso wie die genaue Darstellung der vorgenommenen Anpassungen in Bezug auf die Strom- und Gaspreisbremse. Gemeinsam ist ihnen allen jedoch eins: In Summe tragen sie konsequent zu einer spürbaren Erleichterung des Tagesgeschäfts bei und untermauern damit einmal mehr das AKTIF-Versprechen gegenüber den Kunden: „Kümmern Sie sich um das Wesentliche. Den Rest erledigen wir für Sie.“

Stromspeicher – welcher Art auch immer – nehmen im Rahmen moderner Energieversorgungskonzepte mehr und mehr eine Schlüsselrolle ein. Aus gutem Grund, denn auf diese Weise lassen sich die Herausforderungen bei der Integration und Nutzung regenerativer Energiequellen souverän bewältigen. Die Volatilität der wind- und sonnenbasierten Erzeugung verliert entscheidend an Schrecken. Vor dem Hintergrund des ambitioniert gesteckten Ziels der Bundesregierung, den gesamten Strombedarf in Deutschland bis 2050 zu 80 Prozent über erneuerbare Energien abzudecken, steht Geschäftsmodellen rund um den Einsatz von Speichern also eine glänzende Zukunft bevor. Die Attraktivität von Lösungen, die zur Stabilisierung der Versorgungslage beitragen, ist per se offensichtlich.

Im Hinblick auf die Lukrativität entsprechender Konzepte besteht jedoch viel Potenzial, das sich erst auf den zweiten Blick erschließt. Wer die vielfältigen Einsatz- und Verwertungsmöglichkeiten von Speichern clever zu nutzen weiß, dem eröffnen sich entscheidende Chancen. Der vielleicht spannendste Aspekt in dem Zusammenhang: Nach § 118 Abs. 6 des Energiewirtschaftsgesetzes werden beim Bezug des Stroms für Speicher, die bis 2026 in Betrieb genommen werden, für 20 Jahre nach Inbetriebnahme keinerlei Netzentgelte fällig, Steuern und Umlagen entfallen. Die Margen in einem Szenario, bei dem ein Speicher in Zeiten niedriger Strompreise beladen werden kann und sich dieser Strom zu jedem späteren Zeitpunkt bei steigendem Preisniveau wieder vermarkten lässt, sind nicht zu unterschätzen.

Die Komplexität der dahinterstehenden energiewirtschaftlichen Rahmenprozesse darf dabei jedoch ebenfalls nicht aus den Augen verloren werden. Denn wenn der Speicher beladen wird, agiert er im energiewirtschaftlichen Kontext als Verbraucher und es greifen die Vorgaben der GPKE (Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität). Sobald der Strom weitervermarktet wird, gilt der Speicher als Einspeiser und fällt unter die MPES-Bestimmungen (Marktprozesse für erzeugende Marktlokationen (Strom)). Die jeweilige Leistungsabrechnung gestaltet sich also äußerst vielschichtig. Im einfachsten Fall sind ‚nur‘ die entsprechenden Abrechnungsmodelle für Beladung und Einspeisung erforderlich.

Weitaus diffiziler wird es, wenn zusätzliche Detailausprägungen – zum Beispiel Kosten für die Speicherbereitstellung im Rahmen eines Dienstleistungsangebots zur Flexibilitätsvermarktung – Berücksichtigung finden sollen oder es auch eine Aufteilung des Speichervolumens nach unterschiedlichen Geschäftsmodellen entsprechend abzubilden gilt. Exemplarischer Fall: 50 Prozent des Speichervolumens werden zur Spitzenlastoptimierung verwendet, die anderen 50 Prozent dienen dem Business Case der Stromvermarktung. Bereits anhand dieser Beispiele zeigt sich, dass die Spielwiese der Möglichkeiten, Speicherkapazitäten in zielführende Unternehmensstrategien einzubeziehen, enorm groß ist.

Eine Umsetzung erfordert neben umfangreicher fachlicher Expertise allerdings vor allem auch hohe Flexibilität der zugrundeliegenden energielogistischen Prozessstrecken. Hier bieten darauf spezialisierte Partner entscheidende Unterstützung – und zwar von Anfang an. Klar ist: Von Speichern geht entscheidender Mehrwert aus. Daher gilt es nun vor allem, die Hindernisse der erfolgreichen Etablierung zukunftsfähiger und in jederlei Hinsicht wertschöpfender Angebote aus dem Weg zu räumen.

erschienen in ZfK 6/2023, Seite 11

Eine der wichtigsten unternehmerischen Erfolgsformeln ist schnell auf den Punkt gebracht: Die Nase vorn hat derjenige, der es am besten schafft, die betriebswirtschaftlichen Zielstellungen und themenspezifischen Anforderungen unter einen Hut zu bekommen. Doch genau dies wird in der Energiewirtschaft zunehmend schwieriger. Die Etablierung neuer Geschäftsmodelle rund um E-Mobilität, Direktvermarktung oder Mieterstrom – als klare Beschleuniger der Energiewende – stellt Stadtwerke vor entscheidende Herausforderungen, wie Lars Ehrler, Prokurist sowie Leiter Software & Projekte bei der AKTIF Unternehmensgruppe, unterstreicht: „Die Umsetzung von Elektromobilitätsprodukten oder Mieterstromangeboten ist keinesfalls trivial. Dahinter stehen vielfältige, komplexe Prozesse. Diese in hoher Qualität und dabei gleichzeitig betriebswirtschaftlich lohnend abzuwickeln, ist derzeit vielerorts die größte Herausforderung.“

Selbst wenn immer mehr Autos mit Elektroantrieb das Straßenbild bestimmen: Die Chance, mit einem Ladesäulenkonzept oder dem Vertrieb von Quartiersstrom von jetzt auf gleich reich zu werden, ist vor dem Hintergrund des damit einhergehenden Aufwandes verschwindend gering – insbesondere, wenn es dafür die eigenen Systeme anzupassen gilt. Letztendlich geht es um Kostendeckung. Von der Beachtung steuerlicher Vorgaben und Marktregularien über die prozessuale Integration von Mess- und Steuerungsmodellen und den Umgang mit zeit- und lastvariablen Tarifen bis hin zur abrechnungsseitigen Bündelung verschiedenster Commodity- und Non-Commodity-Produkte: Es schlagen vielfältige Aspekte zu Buche – zusätzliche Kundenservices wie etwa die Bereitstellung von Webportalen zur Verbrauchsvisualisierung noch gar nicht eingerechnet.

Im Markt haben nur Angebote mit wettbewerbsfähigem Preis gegenüber Kunden überhaupt Aussicht auf Erfolg. Gleichzeitig sollte auch noch etwas Gewinn für das Stadtwerk rausspringen. „Die Marge lässt sich am Ende vor allem über die Ausrichtung der eigenen Abwicklungslandschaft beeinflussen und genau hier kommen die IT-Systeme und Umsetzungsstrecken auf Akteursseite ins Spiel“, so Ehrler. IT-Komponenten sollten seiner Meinung nach nicht vordergründig danach bewertet werden, mit welchem Funktionsumfang sie in den jeweiligen Disziplinen aufwarten, sondern inwieweit sie in Summe in der Lage sind, neue Geschäftsmodelle prozesseffizient und kostenminimal abzubilden. Das aufeinander abgestimmte Zusammenspiel aus ERP-, EDM-, oder CRM-System muss entlang des avisierten Tätigkeitsbereichs funktionieren. Jede Schnittstelle bedeutet in der Regel Reibungsverluste und mit solchem Sand im Getriebe gestaltet sich ein wirtschaftliches Agieren immer schwieriger.

Die AKTIF Unternehmensgruppe, die ihre CRM-, EDM- und ERP-verknüpfende Software AKTIF®dataService inzwischen auch in das webbasierte Plattformkonzept „AKTIF®smart&easy“ gegossen hat, richtet den Blick daher auf den Gesamtprozess spezifischer Geschäftsmodelle. „Viele Ansätze der modernen Energiewirtschaft erfordern enorme Flexibilität gegenüber der Dynamik der Anforderungen. Ein gewinnbringendes Vorgehen verlangt gerade von kleineren Stadtwerken den Blick über den Tellerrand und die Abwägung, inwieweit sich eine neue Aufgabe mit bestehenden Bordmitteln wirtschaftlich rechnet. Die Einbindung kompetenter Dienstleister sorgt idealerweise für einen Zugewinn an Expertise sowie Erfahrung und kostentreibende Anpassungsprojekte im Hinblick auf bestehenden ERP-Systeme erübrigen sich auf diese Weise oftmals von selbst“, ist sich Ehrler sicher.

erschienen in ZfK 8/2022, Seite 13

Im Hinblick auf die Energieversorgung stehen Politik, Wirtschaft und Gesellschaft vor einer klaren Aufgabe, die sich nur gemeinsam lösen lässt: Es muss alles darangesetzt werden, die Kluft zwischen den dringend notwendigen Veränderungen im Sinne der Energiewende und den tatsächlich umgesetzten Maßnahmen schnellstmöglich zu schließen. Denn die Zukunft Europas und die Zukunft der Energie sind eng miteinander verbunden – bei beidem zählt das aktive Engagement aller Beteiligten. Es gibt große Herausforderungen, sicher. Wenn alle an einem Strang ziehen, können diese jedoch – schneller als von vielen vermutet – bewältigt werden.

Um den Wandel voranzutreiben, ist es jedoch wichtig, jedes Mittel und jede Ressource zu nutzen – und zwar zügig. Auf dem Papier sind die Verantwortlichkeiten klar verteilt: Die Politik schafft Rahmenbedingungen, mildert soziale Härten und sorgt für eine gesellschaftliche Akzeptanz. Für die Umsetzung der anstehenden, tiefgreifenden Transformation sind Wirtschaft und Industrie am Zuge. Aber reicht die Zeit, um auf entsprechende Vorgaben seitens der Gesetzgebung zu warten? Wohl kaum. Die Stunde hat geschlagen: Wichtig ist vor allem der Mut zu neuen Ideen, die dem Ziel einer klimaneutralen und nachhaltigen Energieversorgung – unabhängig von unzuverlässigen Quellen – Rechnung tragen.

Es wird nicht die eine Lösung für den Umbau der Energieversorgung geben, vielmehr zählt das Zusammenspiel unterschiedlichster Modelle und Akteure. Nachhaltig sind nur diversifizierte Ansätze, daher gehören bisherige Hindernisse und Beschränkungen für die Energiewende auf den Prüfstand. Messen wie die Smarter E und die E-world zeigen, dass sich die einschlägige Spielfläche der klimaneutralen Technologien, Energieerzeugungs- und -versorgungs-Modelle zunehmend breiter gestaltet. Und auch in anderer Hinsicht sind die Weichen gestellt: Kaum eine Branche hat einen solch hohen Grad an Digitalisierung und Standardisierung in den Geschäftsprozessen wie die Energiewirtschaft in Deutschland.

Ohne intelligente IT geht hier schon länger nichts mehr. Verknüpfung ist das entscheidende Schlagwort – und zwar nicht nur im Hinblick auf Technologien und Ideen. Dass die Umsetzung moderner Geschäftsmodelle – beispielsweise bei der Direktvermarktung erneuerbarer Energien, bei Elektromobilität, intelligenten Messsystemen, Quartierstrom oder der Vermarktung von Energiespeichern – funktioniert, sehen wir als Begleiter unserer Kunden und Mandanten, denen wir sowohl mit Softwarelösungen als auch Dienstleistungen prozessseitig den Rücken stärken, tagtäglich. Für Energieversorgungsunternehmen geht es jetzt mehr denn je darum, ihre Schlüsselrolle beim Gelingen der Energiewende zu verteidigen und nicht durch Zurückhaltung aufs Spiel zu setzen. Allein die Tatsache, dass eine spezifische Aufgabe neu ist, darf nicht davon abhalten, sie anzugehen. Möglichkeiten der Unterstützung und Best Practices, die in die Breite getragen werden können, sind da. Es zählen Verantwortung und Initiative. Nur ein konstruktives Agieren kann zum Erfolg führen  – sowohl im Markt als auch im gesamtgesellschaftlichen Kontext der Energiewende.

erschienen in ZfK 6/2022, Seite 11

Die Zukunft Europas und die Zukunft der Energie sind eng verbunden – beides braucht vor allen eines: das aktive Engagement der ganzen Gesellschaft.
Easy sind die Herausforderungen an die europäische Energiewirtschaft nicht. Aber wir sind smart, darum können wir das.

Lesen Sie gern den Gastbeitrag von AKTIF-Geschäftsführer Thomas Papritz, erschienen im Handelsblatt in der Ausgabe vom 30.05.2022.
 

Den gesamten E-Paper lesen Sie hier:
„Energie der Zukunft – Klimaschutz, Innovation, Wachstum“

Vom 11. bis 13. Mai 2022 fand die The Smarter E Europe in München statt und hat ein starkes Signal gesendet: auf der internationalen Fachmesse wurden neue Lösungen für das Stromnetz der Zukunft vorgestellt und zahlreiche Innovationen präsentiert. Über 65.000 Besucher*innen aus 149 Ländern zog es zur Messe nach München.

Für den Energiefunk hörte sich Georg Eble bei Ausstellern um, welche Neuheiten sie anbieten und wie sie im direkten Kundenkontakt die Stimmung wahrnehmen.
Unter anderem waren Lars Ehrler und Mario Weber von AKTIF mit ihm im Gespräch und berichten von der Messe.

Hören Sie gern rein:

Gute Stimmung auf der Münchner „Smarter E“ 2022 | E&M Energiefunk - der Podcast für die Energiewirtschaft

Deutschland sollte ursprünglich bis 2045 klimaneutral sein. Der Überfall auf die Ukraine stellt alle bisherigen Konzepte in Frage. Im +3 Magazin wird diskutiert welche Maßnahmen unser Land und unsere Wirtschaft ergreifen müssen, damit die Klimaziele erreichbar und gleichzeitig eine stabile und krisensichere Energieversorgung gewährleistet bleibt.

E-Paper +3 Magazin April 2022 (joomag.com)

Literaturverzeichnis:
Warum Verlag GmbH | Maaßenstraße 14 | 10777 Berlin
+3 Magazin in der Süddeutschen Zeitung Heft 85 vom 01.04.2022