Freitag, 29. August 2014

Offshore-Riese Gwynt y Môr geht ans Netz


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Seit Juni 2014 sind alle 160 Windräder in der Irischen See errichtet: Der Windpark Gwynt y Môr ist damit einer der größten weltweit. Beteiligt als Investor an diesem Milliardenprojekt sind RWE Innogy, die Siemens AG und die Stadtwerke München GmbH. Wer an der walisischen Küste in der Liverpool Bay steht und seinen Blick über die Irische See schweifen lässt, bleibt unweigerlich am Horizont hängen: So weit das Auge reicht, reiht sich in der Ferne ein Windrad an das andere. Ein Teil der Rotoren dreht sich, die anderen stehen noch still. „Ein Meilenstein in unserer Ausbauoffensive für erneuerbare Energien“, sagt Florian Bieberbach, Vorsitzender der Geschäftsführung der Stadtwerke München (SWM), und zeigt auf den Horizont. Das Unternehmen ist Mitinvestor bei dem zweitgrößten Offshore-Windpark weltweit und kann einen wichtigen Erfolg präsentieren: Seit Juni 2014 sind alle 160 geplanten Windenergieanlagen in der Irischen See errichtet.
Der Windpark heißt Gwynt y Môr – der Name kommt aus dem walisischen und bedeutet so viel wie Wind im Meer. Knapp 13 km vom Ufer nimmt der Park eine Fläche von 79 km2 ein – ein Viertel der Fläche von München. Jede Turbine überragt den Meeresspiegel jeweils um 150 m. Die installierte Gesamtleistung beträgt 576 MW, bis zu 400 000 Haushalte kann Gwynt y Môr damit rechnerisch mit Strom versorgen. Der derzeit größte Offshore-Windpark London Array hat zum Vergleich eine Kapazität von 630 MW.
Von der Gesamtinvestition von über 2 Mrd. Euro stemmt RWE 60 Prozent, die Stadtwerke München 30 Prozent und Siemens zehn Prozent. Die Bauarbeiten hatten im Juni 2011 begonnen. "Das Wetter sei das größte Problem", sagt Jonathan Darling, Senior Project Manager von RWE, die das Projekt operativ führen. Das Unternehmen hat seine Büros im Hafen von Mostyn in Nordwales. Von hier aus steuert RWE bereits den Betrieb der beiden nahegelegenen Windparks Rhyl Flats mit 90 MW und North Hoyle mit 60 MW. Das teilweise extrem schlechte Wetter habe sie im vergangenen Winter bei dem jetzigen Großprojekt zurückgeworfen, sagt Darling. "Zudem mussten im Frühjahr drei Bomben aus dem Zweiten Weltkrieg geborgen werden."
Jetzt laufen in der Liverpool Bay die letzten Kabelarbeiten, um die restlichen Windräder anzuschließen. Die Hälfte der Turbinen erzeugt mittlerweile Strom. Die einzelnen Windräder werden durch 33 kV-Kabel mit zwei Offshore-Umspannwerken verbunden. Die in Belfast ansässige Werft Harland und Wolff hat die beiden Plattformen hergestellt. Draußen auf See wird der Strom auf 132 kV umgespannt, anschließend zu der an Land errichteten Transformatorstation bei St. Asaph übertragen und von dort ins englische Höchstspannungsnetz eingespeist. Siemens hat die Turbinen sowie die Umspannwerke On- und Offshore geliefert. Der Konzern wird die Anlagen die nächsten 17 Jahre auch warten. Auf Nachfrage, wie es etwa beim Korrosionsschutz aussehe, zeigen sich die Investoren überzeugt: Siemens habe mittlerweile viel Erfahrung, bekräftigt SWM-Chef Bieberbach. „Die neuen Turbinen können mit denen der ersten Generation nicht mehr verglichen werden.“
Wie rentabel die Investition letztendlich wird, muss sich zeigen − nicht nur aufgrund des Windaufkommens und der Bau- und Betriebskosten, sondern auch wegen des britischen Fördersystems. Der Windpark fällt unter das auslaufende Quotensystem und wird über Renewable Obligation Certificates gefördert. Betreiber im auslaufenden ROC-Modell erhalten je erzeugter MWh für Offshore-Windstrom zwei Zertifikate und können diese an Stromversorger oder Stromhändler verkaufen und so zusätzliche Einnahmen erwirtschaften. Der durchschnittliche Preis lag im Juni bei umgerechnet 51,64 Euro je Zertifikat, drei Jahre zuvor lag er noch bei etwas über 57 Euro. Das neue Modell Contract-for-Difference wird das ROC-Fördersystem ersetzen und sieht garantierte Mindestpreise vor.

Windpark soll spätestens 2015 vollständig in Betrieb gehen

Funktioniert nun alles wie geplant, soll der Park spätestens Anfang 2015 vollständig ans Netz gehen, einige Monate später als erhofft – für die Investoren trotzdem ein Erfolg in Großbritannien. Andere Offshore-Projekte musste RWE in Großbritannien ganz kippen, wie den Windpark Atlantic Array vor der Südküste von Wales. Ungünstige Meeresbodenverhältnisse und deutlich tiefere Gewässer hätten das Projekt unwirtschaftlich gemacht, entschied der Konzern im vergangenen November.
Ob nun Deutschland oder Großbritannien: Die hohen Investitionssummen und langen Planungs- und Bauzeiten bergen immer Risiken. Ein Energieversorger wie die Münchner sind da ein geschätzter Partner. Wie bei anderen Projekten auch, haben sich die SWM bei Gwynt y Môr „als Juniorpartner angehängt“, wie es Bieberbach ausdrückt. Es sei für sie als Stadtwerk ansonsten nicht zu stemmen.
Als Partner sind die SWM beispielsweise auch an den deutschen Offshore-Parks Sandbank und Dan Tysk beteiligt, die sie gemeinsam mit Vattenfall umsetzen. Die Stadtwerke wollen nicht weniger als eine Vorreiterrolle einnehmen und haben sich ein ehrgeiziges Ziel gesetzt: Bis 2025 wollen die SWM so viel Ökostrom in eigenen Anlagen produzieren, wie ganz München verbraucht. Das sind rund 7,5 Mrd. kWh pro Jahr.
Die Beteiligung an Gwynt y Môr soll dazu wesentlich beitragen. Nach den Plänen der Investoren soll der Park über zwei Jahrzehnte hinweg Strom erzeugen – so lange laufen die britischen Zertifikate, so lange sollen die Turbinen mindestens den Stürmen der Irischen See standhalten und möglichst pro Jahr rund 1,95 Mrd. kWh Strom erzeugen – davon wollen die SWM 585 Mio. kWh,also ihren 30-Prozent-Anteil, künftig selbst vermarkten.

Gwynt y Môr im Überblick

Gwynt y Môr besteht aus 160 Windräder mit 3,6-MW-Turbinen des Typs SWT-3.6-107, von dem Siemens mittlerweile knapp 900 weltweit verbaut hat Die Bauarbeiten hatten im Juni 2011 begonnen, angestoßen hatte der RWE-Konzern das Projekt jedoch bereits einige Jahre zuvor. Der Genehmigungsantrag wurde beim Department of Energy and Climate Change – das britische Energieministerium – im November 2005 eingereicht, die Genehmigung erfolgte am 3. Dezember 2008. Im August 2013 konnte dann zum ersten Mal Strom erzeugt werden und seit Juni 2014 sind alle Windräder errichtet. Der Park mit einer Gesamtinvestition von 2 Mrd. Euro soll spätestens Anfang 2015 vollständig in Betrieb gehen.

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August 27, 2014

Heidi Roider

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Belgische Regierung bereitet Stromabschaltungen vor


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Nach dem Ausfall von drei Reaktorblöcken in Belgien reichen die vorhandenen Kraftwerkskapazitäten nicht mehr aus, um die Spitzenlasten im Winter zu decken. Regierung und Netzbetreiber planen, notfalls bestimmten Verbrauchern den Strom abzuschalten. Die Sorgen um die Stromversorgung Belgiens im kommenden Winter sind jetzt offiziell von der Regierung des Landes bestätigt worden. Um einen Stromausfall zu verhindern, könnten die Stromversorger in Belgien im kommenden Winter bestimmten Kunden zeitweilig den Strom abstellen, sagte der belgische Innenminister Melchior Wathelet laut der Nachrichtenagentur Belga am 22. August. Dem Bericht zufolge arbeitet der belgische Netzbetreiber Elia bereits an Krisenplänen. Diese sollen Anfang September den Behörden der verschiedenen Regionen vorgestellt werden. Eine Reduktion der elektrischen Last könne nötig sein, um einen „Black Out“, also einen Zusammenbruch des Stromsystems insgesamt, zu vermeiden, warnte Wathelet.
Die Reaktoren Tihange 2 und Doel 3 stehen derzeit still, weil in beiden Reaktordruckbehältern Risse entdeckt worden sind. Bislang ist unklar, ob die beiden Kraftwerke überhaupt noch mal in Betrieb gehen können. Der Reaktorblock 4 des Kraftwerks Doel liegt still, seit 65 000 Liter Öl aus einer Turbine abgelassen wurden, die sich daraufhin automatisch abschaltete. Dabei ist offenbar ein erheblicher Schaden entstanden. Seit Mitte August ermittelt die belgische Staatsanwaltschaft wegen Sabotage. Es wird vermutet, dass das Öl absichtlich abgelassen wurde. Die vorhandenen Kraftwerksreserven reichen nach Einschätzung der belgischen Regierung nicht aus, um die Spitzenlast in einem kalten Winter zu decken.

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August 25, 2014

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Donnerstag, 28. August 2014

Slowakei: SE künftig mehrheitlich staatlich


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Die Slowakischen Elektrizitätswerke (SE) sind künftig überwiegend in Staatshand. Das hat Ministerpräsident Robert Fico angekündigt. Die Slowakei soll mit 51 % statt wie bisher 34 % an den SE beteiligt sein, die restlichen 49 % sind für einen privaten Investor vorgesehen. Es sei „alles so eingestellt, dass unsere Leute ohne Weiteres loslegen können“, so der Regierungschef. Das Unternehmen war im Jahre 2006 teilprivatisiert worden. Seither ist die italienische Enel zu 66 % an den SE beteiligt; die restlichen Aktien hält der slowakische Staat.
Enel verhandelt derzeit über den Verkauf ihres Anteils. Die slowakische Regierung will diese Transaktion zu einer Neuordnung der Eigentumsverhältnisse nutzen. Fico hatte sich in der Vergangenheit stets gegen die Teilprivatisierung der SE ausgesprochen. Für den Rückkauf aller Enel-Anteile fehlt der Slowakei, die vor kurzem von der EU-Kommission wegen einer rapide ansteigenden Staatsschuldenquote gerügt wurde, zurzeit jedoch das notwendige Kapital.
Daher dringt der Regierungschef auf das Beteiligungsmodell 51:49. Es wurde unter anderem bereits beim seit Juni wieder ganz in öffentlicher Hand befindlichen Gasversorger SPP angewandt. Fico zufolge werden die Rechte des Minderheitsaktionärs, der beispielsweise bei der SPP freie Hand in strategischen Fragen hatte, jedoch von vornherein deutlich eingeschränkt sein.
Beobachter gehen davon, aus, dass langfristig alle SE-Anteile wieder dem Fiskus gehören werden. Robert Fico wolle einen einheitlichen staatlichen Versorger für Gas und Strom schaffen. Deshalb sei es nur eine Frage der Zeit, bis auch die SE wieder vollständig in Staatshand sei und danach alsbald mit der SPP verschmolzen werde.

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August 25, 2014


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Stromversorgung weiterhin sehr sicher


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Die Energiewende gefährdet nicht die heimische Stromversorgung. Nach wie vor zählt Deutschland zu den europäischen Ländern mit der geringsten Unterbrechung bei der Stromversorgung, wie die jüngste Mitteilung der Bundesnetzagentur zeigt. Danach lag der sogenannte SAIDI-Wert (System Average Interruption Duration Index) für die durchschnittliche Unterbrechungsdauer pro Verbraucher im vergangenen Jahr mit 15,32 Minuten niedriger als im Vorjahr und auch deutlich unter dem Mittelwert seit 2006. „Ein maßgeblicher Einfluss der Energiewende und der damit einhergehenden steigenden dezentralen Erzeugungsleistung auf die Versorgungsqualität ist für das Berichtsjahr nicht erkennbar“, kommentierte BNetzA-Präsident Jochen Homann diese Zahlen.
Nach der BNetzA-Erfassung hatte es im vergangenen Jahr rund 179 000 Versorgungsunterbrechungen gegeben. Erfasst werden dabei ungeplante Störungen, die länger als drei Minuten dauern − etwa durch Unfälle, Tiere oder Störungen in Nachbarnetzen, die sich fortsetzen.
Eine Übersicht über die SAIDI-Werte Strom seit dem Jahr 2006 ist unter www.bundesnetzagentur.de/SAIDI-Strom veröffentlicht.

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August 22, 2014

Ralf Köpke

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Mittwoch, 20. August 2014

Deutsche Industriestrompreise weiter auf hohem Niveau


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Industrieunternehmen in Deutschland müssen im Vergleich zu ihren Wettbewerbern in den anderen EU-Staaten die vierthöchsten Strompreise bezahlen. Industriebetriebe mit einem jährlichen Stromverbrauch von 0,5 bis 2 Mio. kWh zahlten im vergangenen Jahr im Schnitt 14,35 Cent/kWh, mit einem Verbrauch im Bereich zwischen 20 und 70 Mio. kWh sank der Industriestrompreis auf durchschnittlich 11,21 Cent/kWh. Damit liegt Deutschland bei den Industriestrompreisen in der EU auf Rang 25. Das geht aus der 80-seitigen Statistiksammlung „Energiedaten: Gesamtausgabe“ hervor, die das Bundeswirtschaftsministerium jetzt veröffentlicht hat.
Die höchsten Industriestrompreise fielen mit 20,45 Cent/kWh in Zypern an, gefolgt von Malta und Italien. Am wenigsten mussten die Unternehmen in Finnland mit 7,49 Cent/kWh und Bulgarien mit 5,86 Cent/kWh für den Strombezug bezahlen. Verglichen mit dem Jahr 2006 sind die Industriestrompreise an den Börsen von 65,54 Euro/MWh auf nunmehr 31,58 Euro/MWh im Mai dieses Jahres gesunken.
Völlig entgegengesetzt verlief dagegen die Entwicklung bei den Haushaltskunden. In diesem Marktsegment sind die Kosten für den Strombezug seit 2006 um 56 % auf nunmehr 29,40 Euro/MWh gestiegen. Nach Dänemark hat Deutschland damit die höchsten Endkundenpreise für den Strombezug innerhalb der EU.
Der als PDF-Datei abrufbare Statistikbericht des Bundeswirtschaftsministeriums liefert zudem weitere Daten zu den Energieflüssen, zu Energiegewinnung und -verbrauch und zu den Reserven und Ressourcen sowie vielen weiteren Kennzahlen. Die Datei kann im Internet unter www.bmwi.de abgerufen werden.

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August 20, 2014

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Dienstag, 19. August 2014

Strom aus Abwärme

Pressemitteilungen zum Thema Stromwirtschaft:

Tagung vom Haus der Technik "CO2-freie Stromerzeugung durch Abwärmenutzung für die dezentrale und mobile Nutzung" am 6.11.2014 in München Die Erschließung bisher ungenutzter Abwärmepotentiale eröffnet neue Möglichkeiten für Primärenergieeinsparungen für dezentrale Stromversorgung und in der Fahrzeugtechnik. Globale Erwärmung, endliche fossile Energiereserven und steigende Energiepreise erfordern immer effizienteres Umgehen mit Energie. Die Einbeziehung bisher ungenutzter Abwärme eröffnet weitere Möglichkeiten zur Primärenergieeinsparung. Die Tagung „C...Strom aus Abwärme

Montag, 18. August 2014

Eon signalisiert Entwarnung



Bild: Fotolia.com, WoGi

Neben Wintershall sieht auch der Eon-Konzern sein Energiegeschäft in Russland noch nicht von Auswirkungen westlicher Sanktionen gegen Moskau betroffen.

„Unmittelbare Auswirkungen der Sanktionen auf unsere Aktivitäten in Russland sehen wir im Moment nicht“, sagte am 13. August bei einer Telefonkonferenz mit Journalisten Johannes Teyssen, der Vorstandsvorsitzende der Eon SE. „Russland bleibt ein wichtiges Geschäft“, stellte er klar. Wenige Tage davor hatte auch Wintershall-Vorstandschef Rainer Seele im Interview mit E&M erklärt, er sehe „derzeit keine unmittelbaren Auswirkungen auf unser Geschäft“.

Der Düsseldorfer Eon-Konzern ist im Strom- und im Gassektor in Russland aktiv und hat dort in den letzten Jahren knapp 10 Mrd. Euro investiert. Unter anderem in ein neues Kraftwerk, das im nächsten Jahr in Betrieb gehen wird, in die Gasförderung im sibirischen Juschno Russkoje und in die Transitpipeline Nord Stream durch die Ostsee. Darüber hinaus bezieht der deutsche Konzern Jahr für Jahr gut ein Drittel bis knapp die Hälfte seines Gases aus Russland. Das Geschäft in Russland sei im letzten Jahr ein „solider Ergebnisträger“ gewesen, bekräftigte der Konzernchef.

Die Gasproduktion in Jushno Russkoje laufe „sehr gut“ und steige sogar leicht an. Auch beim Geldfluss aus Russland – Eon bekommt nach Teyssens Auskunft aus seinen Engagements jedes Jahr mehrere hundert Millionen Euro Dividende – sei keine Veränderung in Folge der Sanktionen festzustellen. „Alle Beträge sind im Sommer ohne Probleme überwiesen worden.“

Die Gefahr für die Gasversorgung Deutschlands und Westeuropas im nächsten Winter in Folge der Ukraine-Krise schätzt Teyssen als relativ gering ein. Eon betrachte die derzeitigen Ereignisse in der Ukraine zwar mit Aufmerksamkeit und Sorge, er erwarte jedoch nach den heutigen Speicherständen in Europa nicht, dass es hier zu Versorgungsengpässen komme. Für Südosteuropa könne das jedoch anders aussehen.

Klar definierte Gaslieferverträge


Auch einen Einfluss der Sanktionen gegen Russland auf den Preis für russisches Gas hält Teyssen für fast ausgeschlossen. Die Gasbezugsverträge mit Gazprom seien „extrem klar in der Definition“, so Eon-Finanzchef Klaus Schäfer. „Die vertraglichen Preise werden sich nicht ändern“, ergänzte Teyssen. Eine einseitige Anhebung „wäre für den Produzenten nicht sinnvoll“.

Indes verhandelt Eon wie schon vor zwei Jahren erneut mit Gazprom über eine Anpassung des aktuellen Gasbezugspreises an die Marktgegebenheiten. Sollte es nicht zu einer Einigung auf dem Verhandlungsweg kommen, werde die Preisfrage im nächsten Jahr vor einem internationalen Schiedsgericht landen. Dies sei „nichts Ungewöhnliches oder Spektakuläres“ sondern ein ganz normaler Vorgang innerhalb der regelmäßigen Neuverhandlungen.

Eon und Gazprom hatten im Juli 2012 in Verhandlungen über ihre langfristigen Gaslieferverträge eine Einigung über eine rückwirkende Anpassung der Preiskonditionen erzielt, deren positiven Effekt auf das damalige Halbjahresergebnis der Eon-Konzern auf etwa 1 Mrd. Euro taxierte. Bei den aktuellen Verhandlungen gehe es aber bei weitem nicht um diese Größenordnung, so Teyssen.

Indes war das Gasgeschäft des Konzerns im ersten Halbjahr 2014 rückläufig. Der Gasabsatz brach auf 519,4 Mrd. kWh ein – fast um ein Viertel gegenüber dem gleichen Zeitraum 2013 (679,7 Mrd. kWh). 

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August 14, 2014

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Müller wettert gegen Industrieverbände

Der Branchenverband BDEW widerspricht deutlich skeptischen Äußerungen von Industrieverbänden zur Notwendigkeit eines Kapazitätsmarktes.

„Ich habe kein Verständnis dafür, dass trotz der sich abzeichnenden massiven Probleme suggeriert wird, man könne einfach so weitermachen wie bisher“, kontert BDEW-Hauptgeschäftsführerin Hildegard Müller kritische Äußerungen von Industrieseite. „Wir sollten nicht zu schnell Kapazitätsmechanismen einführen“, hatte Achim Dercks, Vize-Hauptgeschäftsführer des Deutschen Industrie- und Handelskammertages (DIHK) laut „Rheinischer Post“ gewarnt.

„Einige Vertreter der Industrieverbände scheinen die wachsende Dramatik auf dem Kraftwerksmarkt immer noch zu unterschätzen − und das, obwohl ihre Mitgliedsunternehmen auf eine jederzeit sichere Stromversorgung dringend angewiesen sind“, schimpft Müller auch in Richtung des Bundesverbands der Deutschen Industrie (BDI). Sie wirft der Industrie gefährliche Leichtfertigkeit im Umgang mit den Energieversorgungsstrukturen vor, die dem Wirtschaftsstandort Deutschland schade.

Müller lobt das von der Energiewirtschaft entwickelte Modell des dezentralen Leistungsmarktes als „deutlich besser als alle anderen Kapazitäts-Modelle“. Gutachter bestätigten, dass es kaum höhere Kosten verursachen wird als andere Vorschläge.
Mittlerweile seien für 49 Kraftwerke Stilllegungsanträge bei der Bundesnetzagentur gestellt, so die BDEW-Chefin weiter. „Das zeigt überdeutlich: Wir haben ein massives und zeitkritisches Problem.“ Der Gesetzgeber müsse wie im Koalitionsvertrag angekündigt Vorbereitungen für Kapazitätsmärkte treffen, „damit wir auf mögliche Engpässe in ein paar Jahren vorbereitet sind“.

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August 14, 2014

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BNetzA diskutiert Erhebungsbogen



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Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat das Konsultationsverfahren zur Stromkennzeichnung gestartet und befragt die Marktteilnehmer derzeit zur Ausgestaltung des Fragebogens und des erforderlichen Erhebungsverfahrens.
Mit dem Konsultationsverfahren soll den Energieversorgern die Möglichkeit gegeben werden, die für die Stromkennzeichnung benötigten Datenübermittlungspflichten abzustimmen. Wie die BNetzA mitteilte, haben Stromversorger bis zum 26. September 2014 Zeit, sich an dem Konsultationsverfahren zu beteiligen und ihre Beiträge bei der Behörde einzureichen. Ab 2015 ist geplant, die Daten zur Stromkennzeichnung dann erstmals abzufragen, Energieversorger sind dann verpflichtet, ihre Daten jeweils zum 1. November zu aktualisieren.
Im Rahmen der Stromkennzeichnung soll die Energiewirtschaft mittels Herkunftsnachweisen verpflichtet werden, ihren Kunden einen genauen Überblick über die Zusammensetzung des gelieferten Strommixes geben und Angaben zur CO2-Intensität der Erzeugung ausweisen. Dazu sollen die Stromversorger die entsprechenden Daten an die Bundesnetzagentur übermitteln. Diese wird einige Daten an das Herkunftsnachweisregister im Umweltbundesamt weiterleiten. Gemeinsam mit dem Branchenverband BDEW soll der Erhebungsbogen nach Abschluss des Konsultationsverfahrens auch mit dem Stromkennzeichungs-Tool des BDEW gekoppelt werden.
Weitere Informationen dazu wurden unter www.bundesnetzagentur.de bereitgestellt. ntur.de bereitgestellt.

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August 14, 2014
Kai Eckert
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Weiterer Gewinn- und Umsatzrückgang bei RWE


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Die RWE AG kämpft weiterhin mit den niedrigen Preisen an den Strommärkten und kündigte an, konventionelle Kraftwerke mit insgesamt 1 000 MW vom Netz zu nehmen. Das Ebitda sank um 32 %.


Der zweitgrößte Energieversorger Deutschlands hat am 14. August seine Geschäftszahlen für das erste Halbjahr 2014 in Essen vorgestellt und die zeigen einen deutlichen Ergebnisrückgang: Das operative Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (Ebitda) sank im Vergleich zum ersten Halbjahr 2013 um 32 % auf 3,4 Mrd. Euro und das betriebliche Ergebnis um 40 % auf 2,3 Mrd. Euro. Wie das Unternehmen mitteilte sei im Ergebnis 2013 allerdings ein hoher Einmalertrag aus dem Schiedsurteil im Preisrevisionsverfahren mit Gazprom enthalten.

RWE befinde sich in einer schwierigen operativen Lage, teilte der Konzern weiter mit. Das um Sondereinflüsse bereinigte nachhaltige Nettoergebnis ging um 62 % auf 0,7 Mrd. Euro. Der Umsatz ging um 10 % von 27,7 auf 25,2 Mrd. Euro zurück. Die Nettoschulden blieben mit rund 31 Mrd. Euro relativ stabil.

Drei konventionelle Kraftwerke gehen vom Netz


Die Stromerzeugung ging um 11 % zurück und lag bei rund 100 Mrd. kWh. Nach Auskunft von RWE macht sich hier unter anderem die Stilllegung von den zwei Kraftwerken Didcot A und Tilbury in Großbritannien bemerkbar. Der Stromabsatz sank ebenfalls um 6 % auf 128,4 Mrd. kWh. Der Gasabsatz ging um 22 % auf 148,2 Mrd. kWh zurück. Vor allem beim Gas habe das milde Wetter deutliche Spuren hinterlassen sowie der Wettbewerbsdruck bei den Industriekunden, die vor allem in den Niederlanden verstärkt wechseln würden.

Der Konzern reagiert unter anderem mit Kraftwerks-Stilllegungen. Die RWE Generation SE will im dritten Quartal 2015 das Braunkohlekraftwerk Goldenbergwerk in Hürth mit einer Kapazität von 110 MW vom Netz nehmen und Anfang 2016 Block C des Steinkohlekraftwerks Westfalen in Hamm mit 285 MW. Dem Netzbetreiber und der Bundesnetzagentur seien diese Stilllegungen bereits angezeigt worden. Sollten sich die Marktbedingungen nicht verändern, so RWE weiter, werde auch der mit Steinkohle befeuerte Teil von Block K im Gersteinwerk in Werne mit 610 MW im ersten Quartal 2017 den Betrieb einstellen. Zudem kündigte der Konzern an, dass Bezugsverträge in einer Größenordnung von 470 MW Ende diesen Jahres auslaufen.

Die bereits gekürzte Prognose für das Nettoergebnis 2014 von 1,2 bis 1,4 Mrd. Euro werde RWE aber voraussichtlich halten können, meldete eine Nachrichtenagentur und bezog sich dabei auf „glaubhafte Branchenbeobachter“.
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August 14, 2014
Heidi Roider
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Dienstag, 12. August 2014

LichtBlick weitet Ökostromangebot aus


Bild: Fotolia.com, coramax
Die Hamburger LichtBlick SE bietet künftig bundesweit Ökostromtarife für Wärmepumpen und Nachtspeicherheizungen an und will Ihr Schwarmstrom-Angebot auf diesen Markt ausdehnen. Laut LichtBlick beziehen noch immer 98 % der Heizstrom-Kunden in Deutschland den teuren Strom vom Grundversorger vor Ort. "Es ist höchste Zeit, dass der Markt in Bewegung kommt und auch Heizstrom-Kunden vom Wettbewerb profitieren", so Heiko von Tschischwitz, Vorsitzender der Geschäftsführung von LichtBlick. Den Unternehmensangaben nach können Haushalte mit einer Wärmepumpe in Hamburg und Bremen bei einem Wechsel zu LichtBlick etwa 165 Euro sparen. Verbraucher, die eine Nachtspeicherheizung betreiben, zahlen in Leipzig rund 260 Euro, in Hamburg rund 40 Euro weniger. Für viele Haushalte sei das Einsparpotential sogar noch deutlich höher, da sie aufgrund des fehlenden Wettbewerbs in der Vergangenheit überteuerte Monopol-Tarife abschließen mussten.
Zudem will der Hamburger Ökostromanbieter diese Wärmepumpen und Nachtspeicherheizungen in sein SchwarmEnergie-Netzwerk einbinden. "Wir beteiligen unsere Kunden an der Energiewende. Denn mit SchwarmStrom optimieren wir den Betrieb von Wärmespeichern und Nachtspeicherheizungen", so von Tschischwitz

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August 11, 2014

Andreas Kögler
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Naturstrom auf Expansionskurs


Bild: Fotolia.com, Rynio Productions
Der bundesweit tätige Ökostromanbieter Naturstrom AG sieht sich nach einem erfolgreichen Geschäftsjahr 2013 für neue Herausforderungen gewappnet. Das Unternehmen will nun neue Projekte umsetzen und seine Geschäftsfelder weiter ausbauen. Im abgelaufenen Geschäftsjahr 2013 konnte Naturstrom im Privatkundengeschäft 913 Mio. kWh Strom absetzen, ein Jahr zuvor lag die Absatzmenge noch bei 850 Mio. kWh. Positiv sei auch die Entwicklung im Biogas-Bereich verlaufen, hier wuchs der Absatz um 24 Mio. kWh auf 111 Mio. kWh. Die Zahl der Gaskunden stieg innerhalb eines Jahres von 8 600 auf 10 600 Abnehmer an. Wie das Naturstrom anlässlich seiner Hauptversammlung am 9. August mitteilte, konnte die Unternehmensgruppe im vergangenen Jahr 34 Mio. Euro mehr umsetzen. Die Umsatzerlöse stiegen damit auf 234 Mio. Euro an. Mit 7,1 Mio. Euro lag der Jahresüberschuss knapp über dem Vorjahreswert. „Die positive Entwicklung von Naturstrom hat sich 2013 weiter fortgesetzt“, bilanzierte Thomas Banning, Vorstandsvorsitzender des Unternehmens. Er zeigte sich zuversichtlich, diesen Pfad beizubehalten. Allerdings würden einige politische Weichenstellungen die Energiewende deutlich bremsen. Naturstrom sei als Ökostrom- und Biogasanbieter sowie Projektierer und Betreiber von Öko-Kraftwerken sehr breit aufgestellt und könne künftigen Herausforderungen flexibel begegnen, betonte Banning.
Naturstrom investiert zunehmend in den Aufbau eigener Erzeugungskapazitäten. In den kommenden Jahren will das Unternehmen den Geschäftsbereich Erzeugung als zweites Standbein neben der Energiebelieferung auf- und ausbauen. Derzeit baut das Unternehmen zwei Windparks, kurz vor der Hauptversammlung hatte Naturstrom bereits zwei Solarparks ans Netz gebracht. Bis 2015 will das Unternehmen weitere Projekte realisieren. Weitere Chancen erhofft sich Naturstrom mit dem wachsen Geschäft mit individuellen Energiekonzepten für Unternehmen, Wohnungsbaugesellschaften und Kommunen. So konnte Naturstrom bereits erste Projekte im Bereich der regenerativen Wärmeerzeugung und als Mieter-Solarstrom umsetzen. Die Angebotspalette soll nun weiter ausgebaut werden.

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August 11, 2014

Kai Eckert

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Montag, 11. August 2014

Konzessionsverfahren in Berlin hakt



Bild: Fotolia.com, Stefan Redel 

Die Verschiebung eines Gesprächstermins mit Bewerbern für die Stromnetzkonzession in Berlin haben zu Spekulationen über einen möglichen Abbruch des Verfahrens geführt. 


 „Das Konzessionierungsverfahren Strom läuft. Die für Anfang September vorgesehenen Bietergespräche werden lediglich zu einem späteren Zeitpunkt stattfinden, nachdem verfahrensleitende Fragen geklärt sind“, erklärte am 8. August gegenüber E&M ein Sprecher der Senatsverwaltung für Finanzen, die das Konzessionsverfahren führt.

Mit der Terminverschiebung solle vermieden werden, dass Gespräche doppelt geführt werden müssen und dadurch ein höherer Verfahrensaufwand für Kommune und Bieter entstehen könnte.

Die „Berliner Morgenpost“ hatte gemeldet, Finanzsenator Ulrich Nußbaum habe das Verfahren gestoppt. Das Blatt nennt die Prüfung des Konzessionsverfahrens durch das Kartellamt als einen möglichen Grund.

Noch im Verfahren sind der Konzessionsinhaber, die Vattenfall-Tochter Stromnetz Berlin, die Genossenschaft BürgerEnergie Berlin und die kommunale Gesellschaft BerlinEnergie, die zwar noch keinerlei Erfahrung im Netzbetrieb vorweisen kann, aber von Nußbaum bereits zum Sieger im parallel laufenden Vergabeverfahren für das Gasnetz erklärt wurde. Die Genossenschaft BürgerEnergie Berlin bietet nur für ein Partnerschaftsmodell mit der Kommune, Stromnetz Berlin bietet auch ein solches Partnerschaftsmodell an.

Die Stromkonzession läuft Ende des Jahres aus. Der Zeitplan der Senatsverwaltung sieht vor, bis Mitte nächsten Jahres über die Vergabe zu entscheiden. 
 
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August 8, 2014

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Samstag, 9. August 2014

Neueste Stromspartipps 2014

Neues zum Thema Strompreise:

Die meisten kennen die herkömmlichen Tricks, um Strom zu sparen: Zeitschaltuhren, Licht ausschalten, wenn der Raum verlassen wird, Geräte auch im Stand-by-Modus ausschalten und so weiter. Doch die Technik entwickelt sich stetig weiter....Neueste Stromspartipps 2014

Richtig investieren

Die Redaktion von E&M meldet:

Die Fachmesse Renexpo widmet sich vom 9. bis 12. Oktober in Augsburg den Themen Energieeffizienz, erneuerbare Energien und Energiesparen....Richtig investieren

Flexibilität aus dem Speicher


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Die Stadtwerke Leipzig versuchen, mit einem Wärmespeicher mehr Flexibilität für die Stromerzeugung aus dem Betrieb ihres durch niedrige Strompreise unter Druck geratenen GuD-Heizkraftwerks zu kitzeln.


Auch dem kommunalen Versorger in Leipzig zerschießen niedrige Börsenstrompreise und wachsende Einspeisemengen von regenerativem Strom mehr und mehr die hocheffiziente, gekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme. „Auch wir leben nicht auf einer Insel der Glückseligen“, sagt Peter Lintzel. „Wir haben dieselben Probleme wie so ziemlich alle GuD-Anlagen in Deutschland, so der Prokurist der Stadtwerke Leipzig GmbH. „Bei einem Stromgroßhandelspreis von 60 Euro pro Megawattstunde wären wir glücklich, derzeit liegt der Preis aber nur bei 35 Euro.“ Zu diesem Preis seien nicht einmal die Fixkosten einer GuD-Anlage zu erwirtschaften.

Mit drastischen Folgen für das Leipziger Gasturbinen-Heizkraftwerk, dessen 40 Mio. Euro teure Modernisierung (unter anderem Steigerung des elektrischen Wirkungsgrades um 1,5 Prozent) erst im Frühjahr abgeschlossen wurde. Vor drei Jahren kam die Anlage noch auf Laufzeiten von jährlich 5 000 bis 6 000 Volllaststunden. „Inzwischen sind wir bei knapp 3 000 und 2015 erwarten wir nur noch 2 500 Stunden.“

Das wirkt sich auch auf die in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) erzeugte Fernwärme aus. Wurden früher etwa 45 Prozent der thermischen Energie für Leipzig in der GuD-Anlage erzeugt, werden es bald nur noch 30 bis 35 Prozent sein. Das verschlechtert die CO2-Bilanz der gesamten Versorgung.

Sinkende Effizienz bei der Wärmeversorgung



Denn die fehlende Wärme muss anderswo produziert werden. Die Wärmegrundlast kommt schon heute aus dem erheblich weniger klimaverträglichen Vattenfall-Braunkohlekraftwerk Lippendorf. In Zukunft werden es wohl nicht mehr 50 Prozent sein, sondern 60 Prozent. Was dann noch fehlt, liefern gasgefeuerte Heizwerke zu − aber auch die sind weniger effizient. „Wir bauen gerade ein drittes Heizwerk, weil es manchmal sinnvoller ist, die Energie dort und nicht in der GuD-Anlage zu erzeugen“, so Lintzel. Er hofft, den KWK-Anteil an der Leipziger Fernwärmeversorgung, der im Moment noch bei 95 Prozent liegt, dennoch auf 80 Prozent stabilisieren zu können.

Um die Stromerzeugung wenigstens etwas flexibler auf die Marktpreise ausrichten zu können, investieren die Stadtwerke zudem gerade 3,5 Mio. Euro in einen großen Wärmespeicher für 3 000 m3 heißes Wasser. Damit können ab Herbst 225 000 kWh Wärme über acht Stunden gepuffert werden. „Wir wollen zu Zeiten mit geringem Stromverbrauch und niedrigen Börsenpreisen, also vor allem am Wochenende und in den Nachtstunden, Wärme aus dem Speicher nutzen. So können wir die GuD flexibler am Strompreis orientiert fahren“, erklärt Lintzel das Konzept.

„Das hilft uns aber nicht, die Laufzeiten zu verlängern“, ergänzt er. Die Schwierigkeiten, respektive die Verluste am Strommarkt, wenn die Anlage nur wegen des Wärmebedarfs läuft, kann der neue Speicher also allenfalls lindern.

Keine Chance ohne KWK-Förderung



Dass die Stadtwerke Leipzig ihre GuD-Anlage überhaupt weiterfahren können, hängt ganz erheblich an der KWK-Förderung. Ende Juni bekam das Unternehmen vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle bestätigt, dass die Modernisierung der GuD-Anlage mit einer Zulage nach KWK-Gesetz (2,1 Ct/kWh Strom) für rund fünf bis acht Jahre gefördert wird. Auch wenn die Wirtschaftlichkeit der Anlage damit noch nicht wieder erreicht sei, helfe die Zulage doch „maßgeblich, die für die Erzeugung aktuell schwierige Marktphase durchzustehen“, so Lintzel.

Das sei auch notwendig für die Energiewende. Denn gerade gasgefeuerte GuD-Anlagen gelten als wichtige Ergänzung der erneuerbaren Stromerzeugung für Zeiten ohne Wind und Sonne.

Nach Ansicht der Leipziger wird die KWK-Förderung aber nicht ausreichen, um effiziente Kraftwerke im Geschäft zu halten sowie Erneuerungen und Modernisierungen zu ermöglichen. Dafür sei ein Kapazitätsmarktinstrument dringend erforderlich, stellt Lintzel klar. „Wir unterstützen die Initiative der Verbände BDEW und VKU für die Schaffung eines nachfrageorientierten Leistungsmarktes.“ Auch der Klimaschutzmechanismus des CO2-Handels müsse wieder zum Funktionieren gebracht werden – notfalls in einem deutschen Alleingang, wenn es in der EU zu viele Widerstände gibt.

„Wenn die Politik nicht bald reagiert, wird es zu einem Kraftwerkssterben kommen und es werden keine neuen konventionellen Erzeugungsanlagen mehr gebaut“, ist sich der Leipziger Stadtwerke-Manager sicher. Mit unabsehbaren Folgen für die Versorgungssicherheit, meint er. 
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August 7, 2014

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Donnerstag, 7. August 2014

Vier Länder fördern Brennstoffzellen



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Baden-Württemberg und Hessen haben Förderprogramme zur Markteinführung kleiner Blockheizkraftwerke (BHKW) mit Brennstoffzelle aufgelegt.

Immer mehr Bundesländer fördern die Mikro-BHKW mit Brennstoffzellen für Wohngebäude. Die Brennstoffzelle ersetzt in den kleinen, mit Erdgas befeuerten Blockheizkraftwerken den Verbrennungsmotor; sie ist effizienter und damit klimaverträglicher – aber auch noch erheblich teurer als ein Motor.

Nach Nordrhein-Westfalen und Sachsen haben jetzt auch Baden-Württemberg und Hessen Förderprogramme beschlossen. „Wir begrüßen diese Initiativen sehr“, sagt Manfred Stefener, Geschäftsführer des Münchener Geräteherstellers Elcore GmbH und Vorsitzender der VDMA Arbeitsgemeinschaft Brennstoffzellen.

Mit den kleinen Energieerzeugern auf Basis von Brennstoffzellen komme eine neue Gerätegeneration auf den Markt, die für eine besonders effiziente Versorgung von Gebäuden mit Strom und Wärme geeignet sei, erklärte Baden-Württembergs Umweltminister Franz Untersteller Ende Juni bei der Vorstellung des Förderprogramms „Wärmewende im Heizungskeller“.
 


Es soll dazu beitragen, Brennstoffzellen-BHKW im privaten und gewerblichen Einsatz im Leistungsbereich bis 10 kW am Markt zu etablieren. Antragsteller können über eine gestaffelte Förderung maximal 60 % der Kosten einer Anlage erstattet bekommen. Insgesamt stehen dafür 800 000 Euro zur Verfügung.

Die Förderung soll über so genannte Nachfragebündler vermittelt werden. Diese Akteure, beispielsweise eine kommunale Stelle, eine regionale Energieagentur, ein Contractor oder ein Unternehmen der Immobilienwirtschaft, beraten die Antragsteller und stellen den Kontakt zu Herstellern und Handwerksunternehmen her.

Einer der Nachfragebündler ist der Hersteller Elcore. Ab sofort könnten Antragsteller 2 400 Euro Förderung für das Brennstoffzellengerät Elcore 2400 erhalten, so das Unternehmen. Die Anträge müssten bis 30. September eingereicht werden. Der geplante Beginn der Installation müsse innerhalb der auf die Antragstellung folgenden sechs Monate liegen.

Marktintegration von Brennstoffzellen-BHKW angestrebt



Im Juli legte Hessen ein Förderprogramm auf. Bis zu 60 Anlagen werden dabei mit Zuschüssen von jeweils 50 % der Investitionskosten beziehungsweise maximal 17 550 Euro unterstützt. „Wir wollen die Rahmenbedingungen dafür schaffen, dass die Potenziale, die diese effizienten Anlagen bieten, ausgeschöpft werden“, erklärte Mathias Samson, Staatssekretär im Hessischen Wirtschafts- und Energieministerium. Manfred Greis, Generalbevollmächtigter des Geräteherstellers Viessmann, dankte der Landesregierung für die „dringend notwendige Unterstützung bei der Marktintegration von Brennstoffzellen-Heizsystemen“.

Die am Callux-Projekt, dem bundesweit größten Praxistest mit mehreren hundert Brennstoffzellen-BHKW, beteiligten Unternehmen weisen darauf hin, dass es auch Fördermöglichkeiten für solche Anlagen aus Bundesprogrammen der KfW und des Bundesamtes für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (Bafa) gebe. Dafür sei es zwingend erforderlich, den Antrag vor der Auftragserteilung zu stellen, so die Mitteilung weiter.

In Deutschland sind momentan rund 500 Brennstoffzellen-BHKW als Demonstrationsanlagen installiert. Hersteller wie Viessmann und Ceramic Fuel Cells bieten erste kommerzielle Anlagen zum Verkauf an. „Mit der Unterstützung der Landesregierung wird es nun auch für unsere Kunden in Hessen finanziell attraktiv, bis zu 50 Prozent CO2 einzusparen“, weist Andreas Ballhausen, Mitglied der Geschäftsleitung der Ceramic Fuel Cells GmbH, auf Klimaschutzeffekte beim Tausch einer alten Heizung gegen eine Brennstoffzelle hin. 
 
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August 6, 2014

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Impulse für die Geothermie





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Die Daldrup & Söhne AG beschränkt sich im Bereich der tiefen Geothermie nicht mehr auf Bohrdienstleistungen, sondern will künftig mit dem Verkauf von Strom und Wärme wachsen.


Josef Daldrup blickt optimistisch auf die künftige Nutzung tiefer Erdwärme. „Ich bin überzeugt, dass die Branche erst am Anfang ihrer Potenziale für die Energieversorgung in Deutschland steht“, sagt der Vorstandsvorsitzende der Daldrup & Söhne AG. Dabei erweckten die Probleme um das Heizkraftwerk Landau im Frühjahr vielmehr den Eindruck, dass der Entwicklung der Tiefengeothermie in Deutschland das Ende droht. Zudem sorgten die Debatte um die Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und die daraus resultierende Unsicherheit dafür, dass nach Einschätzung des Wirtschaftsforums Geothermie allein im Raum München Projekte im Wert von mindestens 750 Mio. Euro auf Eis gelegt wurden.

„Die Anfragen und Ausschreibungen zu Geothermie-Projekten nehmen wieder deutlich zu“, betonte der Unternehmer Ende Juli auf der Daldrup-Hauptversammlung. Sein Ziel ist, die Firmengruppe vom Bohrdienstleister zum Energieversorger weiterzuentwickeln. Mit den eigenen Projekten in Landau und Taufkirchen leiste man „Pionierarbeit. Sowohl in der Ausführung und Technik der Bohrung als auch was Verwaltungsrecht und behördliche Genehmigungsverfahren angeht“. Denn noch ist die Tiefengeothermie nicht marktreif und wettbewerbsfähig. Daldrup ist zuversichtlich, dass die beiden Heizkraftwerke „positive Impulse bei Investoren für die Erzeugung von regenerativem Strom und von Fernwärme aus Geothermie setzen können“.


„Die Inbetriebnahme von voraussichtlich zwei Geothermiekraftwerken noch in diesem Jahr wird das Geschäftsmodell der Daldrup & Söhne AG bestätigen und nachhaltig stärken“, lautet daher seine Kernbotschaft. Die Gesellschaft mit Sitz in Grünwald bei München hatte sich im August 2013 an der verlustbringenden Anlage in Landau beteiligt und im Dezember ihren Anteil an der Betreibergesellschaft geo X GmbH auf 90 % erhöht. Die EnergieSüdwest AG und die Pfalzwerke AG zogen sich aus dem Projekt zurück, das mehrfach für Schlagzeilen sorgte. Im August und September 2009 wurden Erdstöße in der südpfälzischen Stadt registriert, die laut Experten „sehr wahrscheinlich“ mit dem hydrothermalen Projekt zusammenhängen. Zuletzt wurde festgestellt, dass sich der Boden um das Heizkraftwerk in den vergangenen zwei Jahren stellenweise bis zu 7 cm angehoben hatte. Schließlich wurden erhöhte Arsenwerte im Grundwasser entdeckt. Die Landauer Stadträte forderten nun das endgültige Aus für die inzwischen stillgelegte Anlage.

Den Betrieb genehmigte das Landesamt für Geologie und Bergbau (LGB) in den vergangenen fünf Jahren nur unter verschärften Auflagen. Weil der Einpressdruck für das knapp 160 °C heiße Thermalwasser auf 45 bar reduziert werden musste, beschränkte sich das auf 3,6 MW elektrische Leistung ausgelegte ORC-Modul auf eine durchschnittliche Kapazität von 1,5 MW. Dennoch habe man 2013 mit einer Verfügbarkeit von 98,7 % rund 15,3 Mio. kWh Strom und 7 Mio. kWh Fernwärme erzeugt, vermeldet Daldrup. Das Unternehmen kündigte nun trotz Widerstands aus der Kommune an, die Anlage in Landau „im Spätsommer 2014 wieder in Betrieb zu nehmen“.

Zuvor müsse jedoch die Leckage an einer Dichtung eines Bohrkopfloches behoben werden, die als Ursache für die Bodenhebungen ausgemacht wurde. Erkundungsbohrungen zur Aufklärung des verunreinigten Grundwassers laufen den Angaben zufolge. Zudem sei weiterhin geplant, eine dritte Bohrung in Landau abzuteufen. Diese könnte nicht nur für eine Druckentlastung bei der Verpressung des abgekühlten Thermalwassers in den Untergrund sorgen, sondern auch die ursprünglich geplante thermische Leistung der Anlage von 7 MW ermöglichen − und damit die Wirtschaftlichkeit verbessern. Sobald die dafür zugesagten Forschungsgelder fließen, soll den Angaben zufolge mit den Bohrarbeiten begonnen werden.
 
Das Geothermie-Heizkraftwerk in Landau soll im Spätsommer 2014 wieder in Betrieb genommen werden
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Im oberbayerischen Taufkirchen ist die Bohrphase längst abgeschlossen. Bei einer Thermalwasserschüttung von 120 l/sec mit rund 135 °C wird hier auf ein Kalina-Modul der australischen Wasabi Energy zur Stromerzeugung gesetzt. Die KWK-Anlage mit 39,8 MW thermischer und 4,3 MW elektrischer Leistung soll laut Daldrup „Ende dieses Jahres erstmals in Betrieb gesetzt“ werden. Ab 2015 ist der Regelbetrieb geplant. Es ist das erste Tiefengeothermie-Projekt, das die Unternehmensgruppe entlang ihrer Wertschöpfungskette von der Machbarkeitsstudie bis hin zum Energie-Contracting und Kraftwerksbetrieb realisiert. Über sein Tochterunternehmen Geysir Europe hält der Konzern rund 39 % an der Betreibergesellschaft. Weitere Anteilseigner sind die Schweizer Axpo Power AG und die Gemeindewerke Oberhaching GmbH. Über ein Provisorium wird bereits seit Ende 2013 Fernwärme in die Netze der umliegenden Gemeinden eingespeist. Ziel ist, künftig rund 21 Mio. kWh Strom und 61 Mio. kWh Wärme in Taufkirchen zu erzeugen.

Ein ähnliches Betreibermodell plant Daldrup auch für sein Projekt im baden-württembergischen Neuried. Dort soll Anfang 2015 die erste Bohrung abgeteuft werden. Die Erwartungen für das Thermalwasser liegen hier bei rund 75 l/sec und etwa 125 °C. Weil auf dem Nachbargrundstück eine Biogasanlage steht, gibt es Überlegungen, die zwei erneuerbaren Erzeugungssysteme zu einem Hybridkraftwerk zu kombinieren. Potenziale sieht Daldrup auch für ein Erdwärme-Heizkraftwerk am Frankfurter Flughafen. Eine Kooperation mit der RWE Innogy GmbH für dieses Vorhaben wurde zwar im vergangenen Jahr „im gegenseitigen Einvernehmen aufgelöst“. Die Mainova AG sowie die Fraport AG zählen aber weiterhin zu den Joint-Venture-Partnern. Gespräche mit lokalen Energieversorgern werden den Angaben zufolge geführt.

Darüber hinaus seien die Planungen und Vorbereitungen für weitere Vorhaben bereits angelaufen, heißt es weiter bei Daldrup. Das Unternehmen setzt nach Aussage des Firmenchefs Projekte um, „von denen andere glauben, es gebe dafür weder geologisch noch wirtschaftlich vernünftige Rahmenbedingungen“. Profitieren wird die noch junge Geothermie-Branche vom EEG 2014, das die Grundvergütung für Strom aus Neuanlagen bei 25,2 Ct/kWh belassen hat. Einen Schub erhofft sich Daldrup zudem von der EU-Energieeffizienzrichtlinie, die die Bundesregierung zu neuen KWK-Programmen verpflichtet: „Insgesamt könnte damit gerade für Industrie, Gewerbe und Stadtwerke die Erdwärme als Energiequelle interessanter werden.“ 
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August 6, 2014

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Samstag, 2. August 2014

Höhere Gaspreise treiben Strompreis nur mäßig

 
Laut einer Untersuchung des Berliner Analysehauses Energy Brainpool würde eine angedrohte Erhöhung der russischen Gaspreise die deutschen Strompreise im Großhandel nur gering ansteigen lassen. Auf mittlere Sicht dürfte der Effekt sogar verschwinden.
Nachdem die EU und die USA im Ukraine-Konflikt Sanktionen gegen Russland angekündigt haben, hatte die Regierung in Moskau selbst gedroht, die Preise für russische Gaslieferungen zu erhöhen. Eine mögliche Auswirkung höhere Gaspreise auf die Entwicklung der Strompreise an der Börse hat nun Energy Brainpool untersucht und dabei die Strompreise mit dem Energiemarktmodell Power2Sim modelliert.

Die Ergebnisse zeigen, dass bei einer Erhöhung der Gaspreise im Jahr 2015 um knapp 65 % auf 40 Euro/MWh die Großhandelspreise für Strom im Jahresdurchschnitt um 8,50 Euro/MWh ansteigen würden. Untersucht wurde dabei die Preisentwicklung der jeweiligen Baseload-Frontjahre. In den Folgejahren würden sich die Strompreise auf diesem Niveau einpendeln, bis zum Jahr 2020 ergebe das Modell sogar einen Rückgang auf rund 35 Euro/MWh und damit auf das derzeitige Preisniveau. An der Leipziger Börse EEX kostet Baseload 2015 derzeit 35,34 Euro/MWh.

Ein Grund für den geringen Einfluss der Erdgaspreise auf die Strompreise ist laut Energy Brainpool die hohe Einspeisung von Erneuerbaren-Strom. "Der Merit-Order-Effekt am Markt sorgt schon heute für einen geringeren Einsatz von Gaskraftwerken zur Stromerzeugung. Die Gasspeicherung und der Rückgriff auf alternative Energieressourcen ermöglichen dem Markt eine flexible Reaktion auf eine potenzielle Erhöhung der Erdgaspreise. Daher wären nur geringe Strompreissteigerung zu erwarten", erklärte Tobias Federico, Geschäftsführer von Energy Brainpool.

Pumpspeicherwerk Wendefurth wieder in Betrieb


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Pumpspeicherwerk Wendefurth wieder in Betrieb
Das Pumpspeicherwerk Wendefurth im Harz ist seit 31. Juli wieder offiziell in Betrieb. Es war in den vergangenen zwei Jahren für knapp 40 Mio. Euro modernisiert worden.
Das Pumpspeicherkraftwerk in Sachsen-Anhalt wurde nach Informationen der Betreibergesellschaft Vattenfall einer kompletten Revision unterzogen. Nach Auskunft des Konzerns wurden unter anderem neue Generatoren zur Stromerzeugung eingebaut, eine neue Leittechnik installiert, die beiden Pumpspeichersätze überholt, die Triebwasserleitungen saniert und umfangreiche Betonsanierungsarbeiten an den Bauwerken in Ober- und Unterbecken durchgeführt.

Der Wirkungsgrad der Anlage konnte damit um 6 auf 78 % gesteigert werden. Zudem konnte die Anfahrzeit der Anlage auf volle Leistung mehr als halbiert werden. Nun braucht das PSW 120 Sek. von Stillstand auf vollen Turbinenbetrieb, und von Stillstand auf vollen Pumpbetrieb 180 Sek. Die Gesamtleistung beträgt 80 MW, die erzeugte Strommenge seit Inbetriebnahme im Jahr 1967 beläuft sich auf rund 4,1 Mrd. kWh. Die Menge, die dort erzeugt wurde, entspreche rein rechnerisch dem jährlichen Stromverbrauch von 26 000 Haushalten.

Speicher für Strom aus erneuerbaren Energien


Das Pumpspeicherwerk lief von 1967 bis 2012, nun soll die Anlage für weitere 40 Jahre laufen, teilte Vattenfall weiter mit. Das Werk solle hauptsächlich als Speicher für Strom aus erneuerbaren Energien genutzt werden.

Der Konzern wies jedoch auch darauf hin, dass die langfristige Wirtschaftlichkeit von Pumpspeicherwerken maßgeblich von den regulatorischen Rahmenbedingungen abhänge. Dafür bedarf es laut dem Konzern entsprechender Änderungen von Seiten des Gesetzgebers, „da bestehende Pumpspeicher durch die Belastung durch Netznutzungsentgelte auf Pumpstrom wirtschaftlich benachteiligt sind, was ihrer Rolle als Speicher für die weiter wachsenden erneuerbaren Energien sowie als Garant für die Netzstabilität nicht entspricht.“ Hohe Netznutzungsentgelte würden den Betrieb der Anlagen derzeit nahezu unwirtschaftlich machen.

Peabody Energy: Australiens Aufhebung der Kohlendioxidsteuer bedeutet Abkehr von einem Grundsatz, der Energie knapp ...

+++NEWS ZUR STROMWIRTSCHAFT+++

ST. LOUIS, 18. Juli 2014 /PRNewswire/ -- Peabody Energy (NYSE:BTU) begrüßte heute die Maßnahmen des australischen Parlaments und des Premierministers zur Aufhebung der Kohlendioxidsteuer, die Verbraucher aufgrund hoher Stromkosten teuer zu stehen kam und auch der Wirtschaft......Peabody Energy: Australiens Aufhebung der Kohlendioxidsteuer bedeutet Abkehr von einem Grundsatz, der Energie knapp ...

Brüssel genehmigt britischen Kapazitätsmarkt und Erneuerbaren-Förderung

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Brüssel genehmigt britischen Kapazitätsmarkt und Erneuerbaren-Förderung
Die EU-Kommission hat den in Großbritannien geplanten Kapazitätsmarkt für die Stromerzeugung wie auch die Förderung für erneuerbare Energien für mit dem europäischen Beihilferecht vereinbar erklärt.
„Der Kapazitätsmarkt ist technologieneutral und funktioniert auf der Grundlage von Preiswettbewerb, so dass eine angemessene Stromerzeugung die Verbraucher so wenig wie möglich kostet. Damit entspricht die Regelung voll und ganz den EU-Beihilfevorschriften“, sagte EU-Wettbewerbskommissar Joaquin Almunia. Die Regelung werde dazu beitragen, die Versorgungssicherheit im Vereinigten Königreich zu gewährleisten, ohne dass es zu Wettbewerbsverzerrungen im Binnenmarkt komme. Die Kommission hatte in diesem Verfahren erstmalig ein Vorhaben anhand der neuen Bestimmungen zu Kapazitätsmärkten in den neuen Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen geprüft.

In der Mitteilung der Kommission wird betont, dass das Vereinigte Königreich, wie in den Leitlinien gefordert, den Kapazitätsmarkt erst eingeführt habe, „nachdem sich die Maßnahme in einer gründlichen Prüfung als notwendig und gegenüber alternativen Maßnahmen zur Gewährleistung des Versorgungssicherheits-Ziels besser geeignet erwiesen hatte.“ Darüber hinaus werde die Regelung vielfältige technische Lösungen ermöglichen, darunter auch nachfrageseitige Maßnahmen und Verbundlösungen. „Mit dem Auktionsverfahren ist gewährleistet, dass die gewährten Beihilfen auf das erforderliche Minimum beschränkt bleiben“, heißt es weiter.

Erste Ausschreibung von 50,8 GW Kapazität im Dezember 2014


Um die zur Bedarfsdeckung erforderlichen Stromkapazitäten zu beschaffen, soll es in Großbritannien jährlich landesweite Auktionen geben, an denen sowohl existierende als auch neue Stromerzeuger sowie Laststeuerungs- und Stromspeicher-Betreiber teilnehmen können. Ab 2015 werden auch Betreiber von Verbindungsleitungen zugelassen.

Für das erste Lieferjahr (2018/2019) sollen nach britischen Angaben Kapazitäten von insgesamt 53,3 GW ersteigert werden, davon bereits 50,8 GW in einer Auktion im Dezember 2014. Der Restbedarf wird dann in einer Auktion ein Jahr vor Lieferfrist, das heißt in 2017, akquiriert. Die zukünftigen Auktionsmengen werden von der Regierung nach Rücksprache mit dem Netzbetreiber beschlossen. Die Laufzeit der Kapazitätsmarkt-Regelung beträgt zehn Jahre. Die Höhe der Vergütungen, die durch eine Abgabe der Stromversorger finanziert werden, richtet sich nach der vertraglich vereinbarten Kapazitätsmenge.

Prüfung für KKW-Beihilfen läuft noch


Der Kapazitätsmarkt, der eine von der britischen Regierung wegen Nachfragesteigerungen und gleichzeitigen Schließungen von Altkraftwerken erwartete Lücke schließen soll, ist Bestandteil einer umfassenden Reform des britischen Strommarkts. Dazu zählen weitere Fördermaßnahmen wie der Ausgleich für indirekte Kosten der CO2-Preisuntergrenze, die sogenannte Differenzkontrakt-Regelung („Contract for Difference“) für die Förderung durch Ausschreibungen sowie die geplante Unterstützung für den Bau und Betrieb eines neuen Kernkraftwerks in Hinkley Point in Somerset. Die „eingehende Prüfung“ der Beihilfe für das KKW durch die EU-Kommission ist noch nicht abgeschlossen und werde fortgesetzt, hieß es aus Brüssel.

Abgeschlossen ist dagegen die Prüfung der Regelung zu den „Contracts for Difference“, mit dem Ergebnis, dass diese im Einklang mit den EU-Beihilfevorschriften stehen. Die Regelung sieht einen Basispreis vor, auf den es, wie bei der gleitenden Marktprämie, Auf- oder Abschläge je nach Großhandelspreis gibt. Sie soll im April 2015 in Kraft treten und eine Laufzeit von zehn Jahren haben. Das Fördervolumen umfasst insgesamt 15 Mrd. Pfund (rund 19 Mrd. Euro).

Finanziert wird die Förderung aus einer Abgabe der Energieversorger. Importierter Erneuerbaren-Strom ist von der Abgabe befreit. Langfristig solle erreicht werden, dass ausländische Stromerzeuger zu denselben Bedingungen an den Ausschreibungen für Differenzverträge teilnehmen können wie inländische Stromerzeuger, heißt es weiter.

Technologieneutrale Ausschreibungen für etablierte Erneuerbaren-Technologien


Bei den vorgesehenen Ausschreibungen für die Contracts wird zunächst nach Technologien differenziert. „Etablierte" Technologien (wie Onshore-Windparks, Solarstromanlagen, Anlagen zur Energiegewinnung aus Abfällen mit Kraft-Wärme-Kopplung, kleine Wasserkraftanlagen und Anlagen zur Energiegewinnung aus Deponie- und Klärgas) sollen laut den Angaben im Rahmen von technologieneutralen Auktionen miteinander um Fördermittel konkurrieren.

 „Mit den Differenzverträgen hält das Vereinigte Königreich alle Technologien zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen dazu an, sich dem Wettbewerb um Fördermittel über das Jahr 2016 hinaus zu stellen. Die Regelung ist ein ausgezeichnetes Beispiel dafür, wie marktbasierte Fördermechanismen eingesetzt werden können, um die Umstellung auf eine CO2‑arme Wirtschaft zu geringstmöglichen Kosten für die Verbraucher zu vollziehen“, meint Almunia.

Die EU-Kommission hat darüber hinaus im Rahmen separater Prüfverfahren Beihilfen in Höhe von 9,7 Mrd. Pfund (rund 12,3 Mrd. Euro) für fünf Offshore-Windparks genehmigt, die 3,3 % der britischen Stromerzeugungskapazität ausmachen werden. Diese Einzelprojekte können während eines Zeitraums von bis zu 15 Jahren gefördert werden.

Alle Projekte dienten gemeinsamen EU‑Zielen wie der Förderung erneuerbarer Energien und dem Umweltschutz und verzerrten gleichzeitig den Wettbewerb im Binnenmarkt nicht übermäßig, hieß es dazu.