Donnerstag, 30. Oktober 2014

Lichtblick sieht Strompreise steigen




Bild: Peter Holz 

Trotz der sinkenden EEG-Umlage geht der Hamburger Versorger Lichtblick davon aus, dass die deutschen Kunden im kommenden Jahr mehr für ihren Strom bezahlen müssen. Grund dafür seien die steigenden Netzentgelte.
"Im Windschatten der Energiewende drehen die Netz-Monopolisten erneut an der Preisschraube. Dabei gibt es keine Investitions- und Kostentransparenz für die Verbraucher", sagt Heiko von Tschischwitz, Vorsitzender der Geschäftsführung von Lichtblick. Laut einer Analyse des Unternehmens werden 24 von 33 großen Netzbetreibern zum Jahreswechsel ihre Netzentgelte erhöhen. Besonders betroffen seien dabei Privatkunden im Netzgebiet der Schleswig Holstein Netz AG. Den Lichtblick-Angaben nach steigen hier die Netzgebühren um rund 43 Euro netto. Dies entspreche einem Plus von 19 %. Auch die Netze BW GmbH (+13 %) oder die Wemag Netz GmbH (+10 %) werden ihre Netzentgelte erhöhen.

Verantwortlich für die steigenden Gebühren sind nach Ansicht von Lichtblick neben mangelnder Transparenz vor allem hohe Renditegarantien und fehlende Innovationen. "Die Politik muss für schärfere Kostenkontrollen sorgen", fordert von Tschischwitz. "Die Verbraucher zahlen sonst weiterhin die Zeche für das undurchsichtige Spiel der Netz-Monopolisten."

Auch der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) in Berlin kritisiert die höheren Netzentgelte, die "für die Verbraucher zu einer immer größeren Belastung" werden. Gerade für unabhängige Lieferanten werde es immer schwieriger, rechtzeitig an verbindliche Angaben zu Entgelten und Umlagen zu kommen und diese den Kunden auszuweisen. Die deutschen Netzbetreiber mussten bis zum 15. Oktober ihre neuen Netzentgelte für 2015 vorlegen. Allerdings sind diese Daten nur vorläufig, Korrekturen sind noch bis zum Jahresende möglich. „Durch die Energiewende entsteht zwar zusätzlicher Druck auf die Netze. Die ineffiziente und zersplitterte Struktur mit über 900 Stromverteilnetzbetreibern in Deutschland treibt die Kosten aber völlig unnötig in die Höhe“, erklärte bne-Geschäftsführer Robert Busch in einer Aussendung.

Stromkunden müssen sich auch auf einen Anstieg der sogenannten Umlage nach § 19 einstellen. Sie wird sich im Jahr 2015 um mehr als das Doppelte auf 0,227 Ct/kWh erhöhen. Die Umlage entsteht, weil energieintensive vergünstigte Netzentgelte zahlen. Die Einnahmenverluste können sich die Netzbetreiber bei den übrigen Verbrauchern zurückholen.

Der bne sieht in den vielen Umlagen, Entgelten und Steuern auf den Strompreis eine immer größere Belastung. „Die Bemühungen der Politik, die Kosten der Energiewende zu begrenzen, beispielsweise durch Senkung der EEG-Umlage, verpuffen für die Verbraucher angesichts steigender Netzentgelte und anderer Abgaben vollkommen wirkungslos“, betont Busch.
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Oktober 22, 2014
Andreas Kögler
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Montag, 27. Oktober 2014

Selbstgeißelung oder nötige Portfoliobereinigung?

 

Bild: Photocase.com, Markus Imorde  

Welche Anstrengungen sind nötig, um die Klimaschutzziele für 2020 zur Reduzierung der CO2-Emissionen in Deutschland doch noch zu erreichen? Auch das Abschalten von alten Braun- und Steinkohlekraftwerken ist bei der Suche nach Möglichkeiten kein Tabu mehr. Was Greenpeace schon seit Jahren vorschlägt und am 20. Oktober durch eine Protestaktion auf dem Dach der SPD-Zentrale in Berlin noch einmal unterstrich, diskutieren jetzt auch Energieökonomen in aller Öffentlichkeit: die aktive Reduzierung der Stromerzeugung mit Kohle – einem der großen Verursacher der klimaschädlichen CO2-Emissionen. Hintergrund ist die durch mehrere Gutachten belegte Erkenntnis, dass mit den derzeit einsetzbaren Instrumenten das Klimaschutzziel der Bundesregierung, die CO2-Emissionen bis 2020 gegenüber dem Ausgangsjahr 1990 um 40 Prozent zu verringern, nicht erreicht wird. Nach den aktuellen Analysen seien ohne zusätzliche Maßnahmen nur 33 Prozent Reduzierung zu schaffen, erklärt Patrick Graichen, Direktor der Denkfabrik Agora Energiewende. Die fehlenden sieben Prozent will Felix Matthes vom Öko-Institut auch durch „selektive Maßnahmen erreichen“. Dazu zählt er auch die Möglichkeit, Kapazitäten oder die Stromproduktion von Kohlekraftwerken „aus dem Markt zu nehmen“, wie er bei einer Agora-Veranstaltung zum Thema über Energiewende und Klimaschutz am 21. Oktober in Berlin erläuterte. Der Ökonom nennt einen solchen Schritt zwar selbst eine „ordnungspolitische Schweinerei“, doch als Übergangsmaßnahme, bis der Emissionshandel wieder funktioniert, hält er ihn für gerechtfertigt und spricht von einer „Portfoliooptimierung“, die für die Umstrukturierung des Kraftwerksmarktes sei. Er hält „Kurskorrekturen“ auch deshalb für erforderlich, weil derzeit vor allem klimaverträglichere neuere Kraftwerke und auch KWK-Anlagen, die für die Energiewende erforderlich sind, durch kostengünstiger produzierende Kohlekraftwerke aus dem Markt gedrängt werden.

Kohlestrom aus dem Markt nehmen

Matthes hat berechnet, dass für das Erreichen des 40-Prozent-Ziels etwa 50 Prozent der CO2-Emissionen von Kohlekraftwerken, die 2020 über 35 Jahre alt sein werden, zu verdrängen wären. Als denkbare Wege, dies zu erreichen, hält er das politisch verfügte Abschalten von etwa 4 500 MW Braunkohle- und 6 000 MW Steinkohle-Erzeugungsleistung oder die Beschränkung der zulässigen Jahresstromproduktion aus Kohlekraftwerken für möglich. Dietmar Lindenberger vom Energiewirtschaftlichen Institut der Uni Köln (EWI) hielt dagegen und bezeichnete bei der Agora-Veranstaltung einen solchen Schritt als „Selbstgeißelung“ und „volkswirtschaftliche Kapitalvernichtung“. Deutsche Betreiber von Kohlekraftwerken würden so gegenüber der Konkurrenz im Ausland im Erzeugungswettbewerb diskriminiert. Deutsche Kohlekraftwerke aus dem Markt zu nehmen, führe zuerst dazu, dass „polnische Kohlekraftwerke noch länger laufen“. Ein solcher Eingriff sei auch antieuropäisch und untergrabe den europäischen Emissionshandel, so Lindenberger weiter. Er plädierte dafür, zur weiteren Reduzierung der CO2-Emissionen den CO2-Deckel im EU-Emissionshandelssystem noch einmal abzusenken. Die Emissionsziele dürften nicht verabsolutiert werden.

Emissionshandel derzeit ohne Wirkung

Die angestrebte Reform des Emissionshandelssystems, die zu höheren CO2-Preisen führen soll, werde für die deutschen Klimaziele von 2020 nichts bringen, hält dem Matthes entgegen. Er sieht einen CO2-Minderungseffekt erst ab einen CO2-Preis von 35 Euro/t, der zuletzt bei etwa 6 Euro/t dümpelte. Bis 2020 sei es nicht zu schaffen, auf diesen Preis zu kommen, der Emissionshandel werde deshalb trotz aller Reformversuche „bis weit in die zwanziger Jahre hinein“ nicht funktionieren. Lindenbergers Hinweis, ein Abschalten von deutschen Kohlekraftwerken führe zu keinem CO2-Minderungseffekt, konterte Matthes mit der Feststellung, es gebe jedenfalls es im Ausland keine Braunkohlekraftwerke, die für die wegfallende Produktion in Deutschland hochgefahren werden könnten. Also könne ein Abschalten von deutschen Anlagen der CO2-Bilanz nicht schaden. Auch zum Thema Entschädigung kamen bei der Diskussion in Berlin unterschiedliche Einschätzungen zur Sprache. Nicolai Herrmann vom Beratungsunternehmen Enervis, das in einem Gutachten zum „Idealen Kraftwerkspark der Zukunft“ ebenfalls die Stilllegung von 4 000 bis 7 000 MW alter Braun- und Steinkohlekapaziitäten empfiehlt, meinte, die Frage nach Entschädigung stelle sich dabei auf jeden Fall. Er gehe davon aus, dass „die Betreiber eine Entschädigung haben wollen.“ Matthes dagegen zog in Zweifel, „dass es für 35 Jahre alte Kraftwerke noch Entschädigungen geben muss“. Er sieht bei diesem Thema „eine Vielfalt von Möglichkeiten. Die Diskussion über schnell wirksame, zusätzlich Maßnahmen zur Reduzierung der CO2-Emissionen in Deutschland ist eröffnet. Das Bundeskabinett will am 3. Dezember seinen im April verkündeten Aktionsplan Klimaschutz 2020 vorstellen.

Der vorstehende Beitrag zum Thema Klimaschutzziele für 2020 wurde bereitgestellt von:

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Oktober 22, 2014

Peter Focht

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EnergyDecentral 2014 – jetzt kostenloses Messeticket sichern!

Am 11. November beginnt in Hannover die internationale Fachmesse für innovative Energieversorgung

Das Forum „Smart Energy“ wird in Kooperation mit dem Fachmagazin Energie & Management organisiert. Anders als das Forum für dezentrale Energieversorgung beziehen sich die Inhalte hier auf die Organisation einer dezentralen Energieversorgung. Angefangen bei der Erfassung und Auswertung vom spezifischen Energiebedarf über die Steuerung der Energieerzeugung bis hin zur bedarfsgerechten Versorgung bildet dieses Forum das Spiegelbild des modernen Managements virtueller Kraftwerkstechnologie.



Mehr Informationen zum FORUM SMART ENERGY mit Energie & Management unter:
http://www.energy-decentral.com/forum_smartenergy.html

Wissenstransfer und spannende Vorträge sowie Diskussionen auch zum Thema Energieeffizienz, KWK sowie zu den Speichertechnologien und Systemdienstleitungen erweitern die Palette an Informationen rund um die intelligente Energieversorgung.

Die DLG in Kooperation mit Energie & Management schenkt Ihnen ein kostenfreies Messeticket im Wert von € 23,-.  Jetzt einfach eine kurze e-Mail an energy@dlg.org  und eines von insgesamt 500 Messe-Tickets  anfordern.


Dienstag, 11.11.
11.00 - 12.00 Uhr: Energieoptimierung über Energiemanager, Vernetzung von Verbrauch und Erzeugung von Energie im Gebäude

Veranstalter: Vertriebsmanager BHKW, Vaillant Deutschland GmbH & Co. KG, Wilsdruff
12.00 - 13.00 Uhr: Smart Grid: Durch intelligente Komponenten nachhaltige Verteilnetze schaffen

Veranstalter: egrid applications & consulting GmbH, Kempten (Allgäu)
13.00 - 14.00 Uhr: Zählen, Messen und Steuern – Smart Grid am Beispiel des dezentralen Einspeisemanagements für erneuerbare Energieanlagen

Veranstalter: ACD Elektronik GmbH, Achstetten
14.00 - 14.30 Uhr: Smart Grids in Deutschland – Kommen wir schnell genug voran?

Veranstalter:  Smart Grids, ABB AG, Mannheim
14.30 - 15.00 Uhr: Smart Grids in Deutschland – Warum wir nicht schnell genug voran kommen!

Veranstalter:  Kisters AG, Aachen
15.00 - 15.30 Uhr: Smart Grids in Deutschland – Wie man mit virtuellen Lösungen doch Erfolge hat!

Veranstalter:  Jura Smart Grid GmbH & Co. KG, Neumarkt
15.30: Podiumsdiskussion mit den Referenten Jochen Kreusel, Klaus Hammon und Martin Fürst


Mittwoch, 12.11.
10.00 - 11.00 Uhr: Wie ein Industrieunternehmen aus einem virtuellen Kraftwerk und damit verbundenen Netzdienstleistungen mit erneuerbaren Energien versorgt wird

Veranstalter: energy & meteo systems GmbH, Oldenburg
11.00 - 12.00 Uhr: Bedarfsgerechte Biogasbereitstellung: Aus welchen Anlagen, für welchen Stromfahrplan, mit welcher Prozessleittechnik?

UTS Biogastechnik GmbH, Hallbergmoos
12.00 - 13.00 Uhr: Wie sich die Direktvermarktung von Erneuerbaren-Strom mit dem Intraday-Handel nutzbringend verbinden lässt

Veranstalter: Markedskraft Deutschland GmbH,  Berlin
13.00 - 14.00 Uhr: Mieterstrom: Anforderungen und Lösungen zur preisgünstigen Versorgung von Mietern und Mehrfamilienhäusern mit Solar- und BHKW-Strom

Veranstalter: Grünstromwerk GmbH, Hamburg
14.00 - 15.00 Uhr: Welche BHKW sich in welcher Form am besten für die Erbringung von Regelleistung einsetzen lassen und welchen Nutzen die BHKW-Betreiber davon haben

Veranstalter: Vattenfall Europe Wärme AG, Berlin
15.00 - 16.00 Uhr: Zusatzerlöse aus der bedarfsgerechten Energieerzeugung/Flexiblisierung mit Biogasanlagen

Veranstalter: WEMAG AG, Schwerin
16.00 - 17.00 Uhr: Wie verschiedene Strom- und Wärmeproduzenten (PV, Wind, BHKW) mit Zwischenspeicherlösungen und Lastverschiebungspotenzialen genau den Objekt-Energieverbrauch treffen

Veranstalter: Keitlinghaus Umweltservice, Diestedde
Donnerstag 13.11.
10.00 - 11.00 Uhr: Wie geht es weiter mit der KWK? Betrachtungen von Recht und „Unrecht“ für die Kraft-Wärme-Kopplung

VDMA Power Systems, Frankfurt
11.00 - 12.00 Uhr: Integration einer KWKK-Anlage im laufenden Betrieb eines Großkrankenhauses – Wie sich konträre Interessen zu einem wirtschaftlichen Verbund verschmelzen ließen

Veranstalter: KFE Klinik, Eppendorf, Energie Service Laß Lüdeking GmbH, Freiburg im Breisgau
12.00 - 13.00 Uhr: KWK in der Lebensmittelindustrie – Voraussetzungen, Flexiblisierung und Einsatzbereiche

Veranstalter:Caterpillar Energy Solutions GmbH, Mannheim
13.00 - 14.00 Uhr: Wie sich erneuerbare Energien in virtuellen Kraftwerken direkt vermarkten lassen – Beispiele aus der Praxis

Veranstalter:Trianel GmbH, Aachen

14.00 - 15.00 Uhr: Wie Verbrennungskraftmaschinen in Zukunft ans Netz kommen: Netzanschlussbedingungen und Nachweisverfahren

Veranstalter: VDMA Power Systems, Frankfurt
15.00 - 16.00 Uhr: Rahmenbedingungen für den wirtschaftlichen Betrieb industrieller KWK-Anlagen – Aktuelle Situation, Flexiblisierung, Praxisbeispiele

Veranstalter: Caterpillar Energy Solutions GmbH, Mannheim
16.00 - 17.00 Uhr: Flexible Kraftwerke - Die Rolle der Smart Power Generation im zukünftigen Energiesystem

Veranstalter: Wärtsilä Deutschland GmbH, Hamburg
Freitag, 14.11.
10.00 - 11.00 Uhr: Flexibilisierung von Bioenergieanlagen – Heutiger Stand im virtuellen Kraftwerk Next Pool

Veranstalter: Next Kraftwerke GmbH, Köln
11.00 - 12.00 Uhr: Kleine Speicher für zu Hause, große Speicher für die Energiewende

Veranstalter: WEMAG AG, Schwerin
12.00 - 13.00 Uhr: Direktvermarktung von Wind- und PV-Strom an Endkunden – Möglichkeiten und Grenzen im neuen EEG

Veranstalter: Greenpeace Energy eG, Hamburg
13.00 - 14.00 Uhr: Smarte Lösungen weiter gedacht: Von der Technik zu Geschäftsmodellen für Energiedienstleister

Veranstalter: MPW Consulting GmbH, Bochum

Sonntag, 26. Oktober 2014

BDEW misst rückläufigen Energieverbrauch

 

Bild: Fotolia.com, alphaspirit  

Aufgrund der milden Witterung ist der Erdgasverbrauch in den ersten neun Monaten dieses Jahres um 18 % gesunken, auch der Stromverbrauch gab nach. Der Erdgasverbrauch ist in den ersten drei Quartalen dieses Jahres auf 579 Mrd. kWh gesunken. Dies entspricht einem Minus von 131 Mrd. kWh oder 18 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum, teilte der Branchenverband BDEW mit. Damit hat die Energiewirtschaft deutlich weniger Erdgas als im Vorjahr absetzen können. Als Hauptgrund wurde die gesunkene Brennstoffnachfrage im Wärmemarkt genannt, die aufgrund der wärmeren Witterung insbesondere im Vergleich zum kalten 1. Halbjahr 2013 zurückging. Allerdings wurde auch von den Kraftwerksbetreibern wesentlich weniger Erdgas nachgefragt. Aufgrund des wachsenden Anteils erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung wird der Betrieb konventioneller Kraftwerke unwirtschaftlicher, darunter leide auch die mit Erdgas betriebene Kraft-Wärme-Kopplung. Nach statistischen Erhebungen des BDEW konnten die erneuerbaren Energien ihren Anteil an der Stromerzeugung in den ersten neuen Monaten dieses Jahres gegenüber dem Vorjahreszeitraum weiter steigern. Im Erzeugungsmix kommen sie nun auf einen Anteil von 28 %. Insgesamt war allerdings auch der Stromverbrauch in den ersten drei Quartalen dieses Jahres rückläufig. Mit 396 Mrd. kWh lag er 4 % unter dem Vorjahreszeitraum. Neben der milden Witterung waren hier vor allem konjunkturbedingte Einbrüche bei der energieintensiven Industrie für den Nachfragerückgang verantwortlich.

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Oktober 23, 2014

Kai Eckert

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Samstag, 25. Oktober 2014

RWE poolt auch Mikro-KWK-Anlagen

 

Bild: Fotolia.com, XtravaganT  

Die RWE Vertrieb AG will künftig nicht nur den Strom größerer Blockheizkraftwerke am Regelenergiemarkt anbieten, sondern auch Mikro-KWK-Anlagen in ihren Minutenreservepool einbinden. RWE Vertrieb hat daher gemeinsam mit der RWE Effizienz GmbH 22 Mikro-KWK-Anlagen zu einem virtuellem Kraftwerk mit 100 kW Gesamtleistung in der Regelzone der Amprion GmbH zusammengeschaltet. „Mit der erfolgreichen Präqualifikation des Pools kann die dezentrale Stromerzeugung durch KWK zukünftigen auch die Versorgungssicherheit und Netzstabilität unterstützen“, sagte Norbert Verweyen, Geschäftsführer von RWE Effizienz, am 23. Oktober. Aber auch die Betreiber der Anlagen profitieren, heißt es aus Dortmund: „Durch die erhöhte Eigenstromnutzung, durch die Leistungsvorhaltung für die Minutenreserve sowie zusätzlich durch die Aktivierung zum jeweils aktuellen Preis, wenn der Netzbetreiber diese abruft.“ Zum Start des Projekts wurden Mikro-KWK-Systeme des Typs „ecoPower4.7“ und „ecoPower3.0“ von Vaillant mit der intelligenten Steuerungstechnik „RWE easyOptimize“ ausgestattet. Diese richtet die Betriebszeiten der Anlagen an den Stromverbrauchsspitzen im Haushalt aus und bündelt die Anlagen zu einem virtuellen Kraftwerk. Damit könne die Kapazität kurzfristig als Teil des Minutenreservepools abgerufen werden. Nach erfolgreichem Testbetrieb des Pools in diesem Jahr will die RWE Vertrieb AG ihr Angebot künftig erweitern. Den Angaben zufolge „wird sie künftig nicht nur große Anlagen wie BHKW am Regelenergiemarkt vermarkten, sondern auch Mikro-KWK-Anlagen“.

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Oktober 23, 2014

Michael Pecka

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Freitag, 24. Oktober 2014

Verbund blickt positiver nach vorn

 

Bild: Fotolia.com, Rynio Productions  

Die Prognose für das Ebitda wurde von 690 auf 770 Mio. Euro korrigiert, die Prognose für das Konzernergebnis von 70 auf 85 Mio. Euro. Begründet wird dies mit einer besseren Wasserführung, Erlösen aus dem Verkauf der Gaskraftwerke in Frankreich sowie höheren Margen aus dem Stromgeschäft. Das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (Ebitda) des Verbunds wird sich im laufenden Geschäftsjahr auf rund 770 Mio. Euro belaufen, teilte der österreichische Stromkonzern am 21. Oktober mit. Bislang war ein Ebitda von etwa 690 Mio. erwartet worden. Das voraussichtliche Konzernergebnis wird mit rund 85 Mio. Euro beziffert, bisher wurden etwa 70 Mio. Euro prognostiziert. Um Sondereffekte bereinigt wird das Konzernergebnis bei 190 Mio. Euro liegen, bislang wurden 150 Mio. Euro erwartet. Die Dividende orientiere sich „unverändert an einer Ausschüttungsquote von rund 50 % des bereinigten Konzernergebnisses“, hieß es in der Aussendung. Sie dürfte damit etwa 95 Mio. Euro statt 75 Mio. Euro betragen.

Als Gründe für die optimistischere Ergebniseinschätzung nennt der Verbund unter anderem die überdurchschnittliche Wasserführung im dritten Quartal, Effekte aus dem Verkauf der Gaskraftwerke in Frankreich sowie höhere Margen aus dem Stromgeschäft. Die im Vergleich zu den bisherigen Prognosen bessere Wasserführung wirkt sich mit rund 20 Mio. Euro auf das Ebitda und mit 10 Mio. Euro auf das Konzernergebnis aus. Die höheren Margen aus dem Stromgeschäft schlagen beim Ebitda mit 30 Mio. Euro und im Konzernergebnis mit 20 Mio. Euro zu Buche. Auch wurden höhere Kosteneinsparungen erzielt als erwartet. Damit verbessert sich das Ebitda um etwa 25 Mio. Euro und das Konzernergebnis um 15 Mio. Der Verkauf der Gas-Kombikraftwerke Pont-sur-Sambre und Toul schließlich bringt für das Konzernergebnis etwa 105 Mio. Euro durch einen „positiven, einmaligen Steuereffekt“, verlautete der Verbund.
Schlechte Nachrichten kommen dagegen aus Rumänien. Eingriffe der Regierung in den Markt für Grünstromzertifikate sowie ein „massives Überangebot von Grünstromzertifikaten“ machten es notwendig, die Windparks des Verbunds abzuwerten. Dies reduziert das erwartete Konzernergebnis um 144 Mio. Euro.
Weitere Einzelheiten werden mit dem Ergebnis der Quartale 1–3/2014 am 29. Oktober 2014 veröffentlicht.

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Oktober 21, 2014

Klaus Fischer

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Montag, 20. Oktober 2014

Next Kraftwerke auch in Österreich aktiv

 

Bild: Fotolia.com, YuI 

Die Next Kraftwerke GmbH bietet nun auch in Österreich die Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien an. „Nachdem wir unser virtuelles Kraftwerk erfolgreich in Deutschland am Markt etabliert haben, ist es der konsequente Schritt, in ähnlich strukturierte Strommärkte zu expandieren“, begründet Lisann Krautzberger, Geschäftsführerin der Next Kraftwerke AT GmbH, die Eröffnung der Tochtergesellschaft in Wien. Mehrere Wasserkraftwerke sowie eine Biogasanlage seien bereits unter Vertrag genommen worden. „Derzeit integrieren wir die Anlagen in unser System, damit wir so bald wie möglich mit der Direktvermarktung beginnen können“, sagte ein Unternehmenssprecher in Köln. Ziel ist, auch in der Alpenrepublik ein möglichst breites Portfolio an dezentralen Erzeugungsanlagen aufzubauen. In Deutschland hat das Kölner Unternehmen inzwischen eine Kapazität von rund 1 200 MW in ihrem virtuellen Kraftwerk gebündelt, die über die hausinterne Handelsabteilung an den Strombörsen vermarktet wird. Darüber hinaus werden damit Systemdienstleistungen wie Sekundär- oder Tertiärreserveleistung bereitgestellt. Den Angaben zufolge sind in dem Kraftwerkspool Anlagen mit 765 MW Gesamtleistung fernsteuerbar, eine Kapazität von etwa 480 MW wird zur Regelenergievermarktung herangezogen. Seit Jahresbeginn verzeichnet das Unternehmen in seinem Pool eine Verfünffachung von flexiblen Biogasanlagen am Spotmarkt. Im September 2014 nahmen 109 Biogasanlagen mit einer Gesamtleistung von 43 MW an der bedarfsorientierten Stromerzeugung im Next Pool teil – zu Jahresbeginn seien es lediglich 20 Anlagen gewesen. In diesem Vermarktungsmodell erhalten die Anlagenbetreiber einen wöchentlichen Fahrplan der Handelsabteilung von Next Kraftwerke, der anhand von aktuellen Preisprognosen für den Day-Ahead-Markt der Börse Epex Spot eine strompreisoptimierte Anlagenschaltung umfasst. Diese Schaltung wird entweder vom Betreiber selbst durchgeführt oder über eine Fernwirkeinheit veranlasst, die bereits für die Regelenergiebereitstellung an der Anlage verbaut wurde. Bei der bedarfsorientierten Fahrweise lassen sich den Angaben zufolge zwei Schaltmuster unterscheiden: „Während manche Anlagenbetreiber nur einen Schaltzyklus pro Tag bevorzugen und somit meist eine HT/NT-Fahrweise umsetzen, wählen andere Betreiber zwei Schaltzyklen pro Tag, um die beiden besten Preisblöcke am Day-Ahead-Markt abzufahren.“ Die Möglichkeit zur zusätzlichen Lieferung von Regelenergie auf Geheiß der Übertragungsnetzbetreiber zur Stabilisierung der Netzfrequenz bleibt von der verstärkt bedarfsorientierten Fahrweise unberührt. „Selbst bei konservativen Schaltzyklen erreichen wir gemeinsam mit dem Betreiber bei entsprechender Fahrplantreue Mehrerlöse von bis zu 0,5 Cent pro Kilowattstunde“, beziffert Tobias Frisch, Stromhändler bei Next Kraftwerke, die finanziellen Auswirkungen einer strompreisoptimierten Fahrweise. Bei einer höheren Anzahl an Schaltzyklen und einer Platzierung der Anlagenflexibilität am Intraday-Markt sei dieser Wert „noch einmal deutlich zu schlagen“.

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Oktober 16, 2014

Michael Pecka

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Samstag, 18. Oktober 2014

Fränkische Energie-Genossenschaft gegründet

 

Bild: Fotolia.com, Jürgen Fälchle  

Mit der Genossenschaft Regionalstrom Franken e.G. wollen 80 Ökostromerzeuger vor allem aus Westmittelfranken ihre Energie besser vermarkten und regional verfügbar machen. Ein vierköpfiger Vorstand um den Volkswirt Rudolf Spanheimer wird die Geschäfte ehrenamtlich führen. Die Mitglieder wollen ihren Strom aus Erneuerbaren-Kraftwerken mit jeweils über 500 kW Leistung direkt vermarkten. Die Vermarktung an Stromhändler soll im genossenschaftlichen Verbund besser funktionieren, so die Idee. Klappt das, stehe die e.G. auch Betreibern kleinerer Kraftwerke offen, hieß es am 10. Oktober am Rande die Gründungsversammlung im mittelfränkischen Herrieden. Das Konzept ist auch für die nähere Zukunft interessant: Bereits 2018 fallen die ersten Ökostromanlagen nach 20 Jahren aus der sicheren EEG-Vergütung heraus; auch deren Strom könnte so über das Förderende hinaus weiter vermarktet werden. Hinter dem Konzept stecken CSU-Umweltfachmann Josef Göppel und seine Idee „Strom aus der Region für die Region“. Das lobt auch der Grünen-Energieexperte Hans-Josef Fell aus Hammelburg: Die Genossenschaft werde „den Strombezug für die Bürger direkter und greifbarer machen und langfristig den Ökokraftwerken, die aus dem aus dem EEG fallen, eine alternative Vermarktung ermöglichen.“

Alternative zum Netzausbau

Durch das regionale Zusammenwirken verschiedener erneuerbarer Energieträger könne der Ausgleich von Windflauten und sonnenlosen Nachtzeiten via Biogasspeicher vor Ort geschehen. Der viel kritisierte Ausbau gewaltiger Stromnetze könne minimiert werden, so ein Leitgedanke für die Genossen. Und weil in der Region die Netze in fast einer Hand liegen – bei der N-Ergie in Nürnberg – könne dieser Strom sogar direkt in die Frankenmetropole geleitet werden. Für die Idee hat Göppel bereits bei Energieminister Sigmar Gabriel geworben und aus dessen Behörde vernommen: „Wenn es jemand schafft, Strom außerhalb des EEG zu vermarkten, dann wäre das ein Modellvorhaben wert.“ Auf diese Weise könnte dieses „Modell Mittelfranken“ sogar bundesweite Strahlkraft bekommen, hofft Göppel. Nürnbergs Oberbürgermeister und Städtetagspräsident Ulrich Maly (SPD) unterstützt dessen Initiative seit Langem. Sie beschleunige die Integration der erneuerbaren Energien in den Markt und bringe „die Energiewende einen realen Schritt voran“, erklärte Maly mehrfach. Nürnbergs Grüner Umweltreferent Peter Pluschke, der den OB bei der Genossenschaftsgründung vertrat, bekräftigte: „Ihr Angebot und unsere Erwartungen treffen sich.“ Göppel fordert insgesamt mehr Regionalität bei Stromerzeugung und Vermarktung. „Jeden einzelnen Erzeuger kennen: Nur das bietet Garantie.“ Doch um das fränkische Modell weiter zu verbreiten, „muss der gesetzliche Herkunftsnachweis für Strom noch auf die regionale Direktvermarktung ausgedehnt werden.“ Zwar stehe die Verordnungsermächtigung dafür im EEG 2014. Die habe Energieminister Gabriel aber noch nicht unterschrieben, so der CSU-Abgeordnete.

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Oktober 11, 2014

Heinz Wraneschitz

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Seehofer hat Bedenkzeit

 

Bild: Peter Holz  

Das Sondertreffen zwischen Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel (SPD), seiner bayerischen Amtskollegin Ilse Aigner und deren Chef Horst Seehofer (beide CSU) hat keine konkrete Lösung in der Stromtrassendebatte gebracht. Eine Entscheidung wurde erneut vertagt. Die Entscheidung, welche Übertragungsleitungen aus der Bundesbedarfsplanung nach Bayern oder durch Bayern tatsächlich gebaut werden und wie sie verlaufen werden, dürfte vermutlich erst Anfang 2015 fallen. Bis dahin soll ein „Dialogprozess“ der bayerischen Landesregierung mit den Bürgern des Freistaats abgeschlossen sein. Danach werde man sich positionieren, erklärte Gabriel nach dem etwa eineinhalbstündigen Sondertreffen. Zwischenzeitlich werde geprüft, ob alle Trassen im geplanten Umfang notwendig sind. Aigner zeigte sich zufrieden mit dem Formelkompromiss, demzufolge Seehofer die Notwendigkeit des Netzausbaus nicht prinzipiell in Frage stellt. Es sei ein konstruktives Gespräch gewesen, erklärte die Ministerin. Während des Bürgerdialogs in Bayern will die Bundesregierung ein Grünbuch zu Kapazitätsmärkten erarbeiten. „Anschließend werden wir die beiden Erkenntnisse zusammenführen“, so Aigner. Für Seehofer, der statt Höchstspannungsleitungen lieber neue Gaskraftwerke in seinem Bundesland sehen möchte, ein wichtiger Schritt. Dennoch reißt die Kritik an der Haltung des bayerischen Ministerpräsidenten nicht ab. Die Grünen-Minister Robert Habeck (Schleswig-Holstein), Stefan Wenzel (Niedersachsen), Johannes Remmel (NRW), Tarek Al Wazir (Hessen) und Franz Untersteller (Baden-Württemberg) forderten ihn auf, die Südlink-Leitung nicht weiter in Frage zu stellen. Seehofers Verhalten bezeichneten sie als einen „verantwortungslosen Angriff auf die Energiewende und die Versorgungssicherheit in Deutschland.“ Nach dem Koalitionsausschuss war aus Teilnehmerkreisen durchgesickert, dass Seehofer die Überlegung geäußert habe, die Südlink-Leitung beizubehalten, allerdings eine Abzweigung nach Bayern zu legen, um zumindest die Gleichstrompassage Süd-Ost dadurch überflüssig zu machen.

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Oktober 10, 2014

Fritz Wilhelm

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Freitag, 17. Oktober 2014

Die Versorgungssicherheit steht nicht zur Disposition

 

Bild: Peter Holz  

BDEW und die Energieminister Bayerns und Baden-Württembergs sind sich einig: Es gilt schnellstmöglichst über einen Kapazitätsmechanismus zu entscheiden, damit die Stromversorgung ab 2018 gesichert bleibt. „Das Gut Versorgungssicherheit ist nicht verhandelbar“, betonte die Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung Hildegard Müller am 10. Oktober bei einer Veranstaltung in Berlin. Sie wie auch der baden-württembergische Energie- und Umweltminister Franz Untersteller kritisierten den Attentismus der Bundesregierung in dieser Frage. Auch die bayerische Staatsministerin Ilse Aigner unterstrich, dass insbesondere für die Industrie und den Industriestandort etwaige Stromunterbrechungen nicht akzeptabel seien. Untersteller verdeutlichte, dass die Zeit drängt. Denn bis 2020 seien laut den Zahlen der Bundesnetzagentur in Süddeutschland 7 500 MW Erzeugungskapazität weniger vorhanden als aktuell. „2020 ist übermorgen“, so der Minister. Angesichts von Planungs-, Genehmigungs- und Bauzeiten „brauchen wir bis Ende 2015/Anfang 2016 eine Entscheidung.“ Danach beginne der Wahlkampf für die Bundestagswahl 2017 und auch unmittelbar nach der Wahl passiere ein halbes Jahr lang nichts, „da sind wir schon in 2018“, erläutert Untersteller. Sich auf das Ausland zu verlassen, da ist man sich einig, reicht nicht. „Da kann es eng werden“, meint Müller die ebenfalls betont, es bestehe dringender Handlungsbedarf. Sie verweist darauf, dass 50 Kraftwerke zur Stilllegung angemeldet seien. „Es gibt überhaupt keinen Grund, heute nicht loszulegen. Wir können heute anfangen“, so Müller, und zwar mit dem Leitungsbau als „schnellste und kostengünstigste Möglichkeit“. Sie kritisiert die Egoismen der Bundesländer, die sich nun die Entscheidungen im Rahmen des Gesellschaftsprojektes Energiewende infrage stellen. Nach Ansicht Müllers sollten die verschiedenen Handlungsmöglichkeiten zur Sicherstellung der Versorgung „zeitnah“ angegangen werden. Die Reservekraftwerksverordnung sei keine Alternative. „Wir brauchen ein verstetigtes politisches Modell“ – für den BDEW der „dezentrale Leistungsmarkt. „Ich glaube, dass es am Ende auch etwas kosten wird“, sagt Ministerin Aigner. „Politik hat die Aufgabe zu führen – und das tut sie im Moment nicht“, kritisiert Untersteller mit Blick auf das Bundeswirtschaftsministerium. „Wir brauchen Entscheidungen.“ Für einen verstetigten Mechanismus anstelle von Ad-hoc-Eingriffen plädiert auch Felix Matthes vom Öko-Institut. Bei der Entscheidung darüber, welche Art von Kapazitätsmarkt man wähle, müssten aber zuvor verschiedene politische Abwägungsfragen geklärt werden. Dazu gehöre unter anderem, ob man ein „lernendes System“ wolle und ob man auch umweltpolitische Ziele in das Strommarktdesign einbaue. „Ein besonders relevantes Entscheidungskriterium sind die Verteilungseffekte“, verdeutlicht Matthes. Diese würden aber in der wirtschaftswissenschaftlichen Debatte „notorisch ausgeblendet“. Matthes warnte zudem mit Blick auf vorliegende Studien, die die Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen negieren, davor, „idealweltliche Konstrukte“ mit „realweltlichem Marktversagen“ zu vergleichen. Rechenergebnisse müssten auf ihre Annahmen hin geprüft werden, sie müssten „signifikant“ und „robust“ sein, das heißt, unterschiedliche Rahmenbedingungen reflektieren. Oft würden „Spannungsfelder“ ausgeblendet, mit denen müsse man aber „umgehen“ und sie lösen, betont der Wissenschaftler.

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Oktober 10, 2014

Angelika Nikionok-Ehrlich

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Donnerstag, 16. Oktober 2014

Kommentar: Gordischer Kohleknoten und die Stilllegung von Kohlekraftwerken - Krise der Energiebranche



>>>>>Die Stilllegung von Kohlekraftwerken könnte die Großhandelspreise für Strom steigen lassen. Lässt sich so die Krise der Energiebranche mildern? Nachdenken lohnt sich. <<<<<<<

Das Bundeswirtschaftsministerium überlegt nach einem Bericht des „Spiegel“, die Stromproduktion aus Kohle zu reduzieren. Auf den ersten Blick erscheint das weltfremd. Denn auch Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel weiß, dass die Kraftwerksbetreiber genug Probleme haben. Ihnen jetzt auch noch Kraftwerke wegzunehmen, leuchtet da nicht sofort ein.
Auf den zweiten Blick aber könnte die Idee gerade für die Energieunternehmen Charme haben: Je mehr kostengünstige Kohlekraftwerke stillgelegt werden, desto häufiger wird der Großhandelspreis für Strom an der Börse von teureren Kraftwerken bestimmt werden – oft auch von solchen, die mit Gas betrieben werden. Und von einem deutlich höheren Börsenpreis für Strom würden alle Kraftwerksbetreiber profitieren. In Berlin kursieren schon erste Berechnungen, dass Stilllegung von 5 GW alter Steinkohlekraftwerke den Strompreis um 3,5 Euro/MWh ansteigen lassen würde.

Laut Spiegel ist im Bundeswirtschaftsministerium die Stilllegung von 5 GW Steinkohle- und 5 GW Braunkohlekraftwerken im Gespräch. Der kombinierte Preiseffekt daraus dürfte über 7 Euro/MWh liegen. Alle Kraftwerksbetreiber, die weiter im Markt blieben, könnten mit ihren Anlagen wieder weit bessere Einnahmen erzielen. Möglicherweise würden die höheren Strompreise selbst die Gesamteinnahmen derjenigen Unternehmen erhöhen, die einige Kraftwerke stilllegen müssen.
Klimaziele in Gefahr.





Auch Umweltschützer plädieren für die Stilllegung von Kohlekraftwerken, haben dabei aber nicht bessere Zahlen für die Betreiber im Sinn: Die Brutto-Stromerzeugung aus deutschen Braunkohlekraftwerken ist von 2010 bis 2013 von 148 auf 162 Mrd. kWh gestiegen, die Stromproduktion aus Steinkohle stieg im selben Zeitraum von 117 auf 124 Mrd. kWh. Deshalb wachsen auch die deutschen Kohlendioxid-Emissionen und lassen die Energiewende bei oberflächlicher Betrachtung als Lachnummer erscheinen. Wenn im Dezember die Bundesregierung über ihre Klimaschutzpolitik beschließt, wird dies eines ihrer wichtigsten Probleme sein. Die Stilllegung von Kohlekraftwerken würde Klimazielen und Energiewende helfen.

Doch wie könnte die Stilllegung von Kraftwerken erreicht werden? 5 GW veraltete Steinkohlekraftwerke, die wegen technischer Probleme und Unwirtschaftlichkeit freiwillig aus dem Markt ausscheiden müssen, werden sich schon finden. Braunkohlekraftwerke dagegen verdienen derzeit zum Großteil noch Geld und werden wohl kaum aus freien Stücken aus dem Markt ausscheiden. Hier müssten die Politik, wenn sie denn will, nachhelfen - entweder durch schärfere Umweltstandards oder durch Emissionsauflagen. Oder durch eine Verhandlungslösung mit den Betreibern der Braunkohlekraftwerke, also im wesentlichen mit RWE und Vattenfall.


Genügend politische Verhandlungsmasse

Da trifft es sich gut, dass beide Firmen eine Vielzahl von politischen Interessen haben, die viel Verhandlungsmasse hergeben. Die neue schwedische Regierung als Eigner von Vattenfall fremdelt mit der klimabelastenden Braunkohle. Ein Verkauf des deutschen Konzernzweigs ist nicht ausgeschlossen. RWE steht wirtschaftlich auf wackeligen Füßen und wäre für jede Aussicht auf Besserung dankbar. Beide Unternehmen sitzen zudem auf enormen Finanzrisiken für die Entsorgung ihrer Kernkraftwerke und hochradioaktiven Abfälle und würden diese gerne günstig an den Staat abgeben.

Klar ist, dass auf Dauer mehr Geld in die konventionellen Kraftwerke fließen muss, damit diese dauerhaft am Markt bleiben und die Versorgung auch dann sichern, wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht weht. Ob dies über höhere Strompreise oder über einen Kapazitätsmarkt erfolgt, ist eine untergeordnete Frage. Die Stilllegung von alten, umweltschädlichen Kohlekraftwerken kann dem Wähler möglicherweise besser verkauft werden als eine neue Umlage für einen Kapazitätsmarkt.
Das alles vermengt sich zu einem wunderbaren Gordischen Knoten. Dessen Auflösung könnte viele zu Gewinnern machen. Die Angelegenheit ist jedoch ziemlich komplex.

Ob Wirtschaftsminister Gabriel und sein Energie-Staatssekretär Rainer Baake die Absicht und den Mut haben, schon im November mit den geplanten Vorschlägen für die Neugestaltung des Energiemarkts eines solche umfassende Lösung anzugehen, ist die große Frage. Aber darüber nachzudenken, lohnt sich allemal.

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Mehr Informationen von dem Chefredakteur Timm Krägenow und über Energie & Management gibt es auf dem Nachrichtendienst für die Energiewirtschaft E&M powernews. Details unter http://shopping.energie-und-management.de/index.php/online-dienste/powernews-org/2-powernews-org-jahres-abo.html
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Mittwoch, 15. Oktober 2014

BDEW und VKU Hand in Hand mit Verdi

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Die Dienstleistungsgewerkschaft Verdi und die Energiewirtschaftsverbände BDEW sowie VKU werden am 8. Oktober gemeinsam für die Einrichtung eines Kapazitätsmarktes zur Sicherung von konventioneller Stromerzeugung und von Arbeitsplätzen demonstrieren.„Wir brauchen einen Kapazitätsmarkt“, fordert Frank Bsirske. Der Vorsitzende der Dienstleistungsgewerkschaft Verdi sieht nicht nur die Versorgungssicherheit, sondern auch bis zu 20 000 Arbeitsplätze gefährdet, wenn nicht rasch ein solcher Mechanismus eingeführt werde, „der die Defizite des Strommarkts behebt und gesicherter Leistung einen Preis zuerkennt“, sagte er am 6. Oktober in Berlin. Aktuelle Gutachten, die die Notwendigkeit eines Kapazitätsmarktes in Zweifel ziehen, gingen von „äußerst problematischen Annahmen aus, die die derzeitige hohe Versorgungssicherheit gefährden würden“, ergänzte er. Die Vorschläge des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und des Verbandes kommunaler Unternehmen (VKU) zur Einführung eines dezentralen Leistungsmarktes bezeichnete Bsirske als „ausgesprochen zielführend“. Die ungewöhnliche Allianz zwischen Gewerkschaft und Unternehmensverbänden bewertete er als „Sieg der Vernunft“. Der Gesetzgeber sollte schnellstmöglich die Grundlagen für die Einführung eines dezentralen Leistungsmarkts schaffen, um die schwierige wirtschaftliche Lage der konventionellen Stromerzeugung zu beheben und die Versorgungssicherheit zu stärken, forderte in Berlin auch Hildegard Müller. Der BDEW habe diese transparente, marktnahe, effiziente und europäisch ausgerichtete Lösung vor über einem Jahr vorgeschlagen, so die Vorsitzende der Geschäftsführung des Verbandes weiter. Versorgungssicherheit bekomme damit einen Wert und einen Preis. Alle Kraftwerke, Erneuerbare Energien, virtuelle Kraftwerke oder auch Speicher könnten auf diesem Markt gesicherte Leistung anbieten.

Versorger kaufen Zertifikate für gesicherte Leistung

Auf der anderen Seite des dezentralen Leistungsmarktes stehen nach den BDEW-Vorstellungen die Vertriebe vor Ort. Sie sollen verpflichtet werden, für ihre Kunden gesicherte Leistung zu besorgen. Aus dem Angebot und der Nachfrage nach gesicherter Leistung ergibt sich ein Preis. Dieser gelte dann für ein Produkt, das Versorgungssicherheitsnachweis genannt werde. „Wir wollen kein Hartz IV für Kraftwerke, sondern effiziente Kraftwerke unterstützen“, bekräftigte auch Bernd Willmert, Geschäftsführer der Stadtwerke Bochum und Mitglied des VKU-Präsidiums. Mittelfristig werde ein dezentraler Leistungsmarkt die Verbraucher sogar entlasten. Eine besondere Behandlung mahnten Gewerkschaft und Branchenverbände für die Kraft-Wärme-Kopplung an. Auch effiziente KWK-Anlagen könnten nicht mehr wirtschaftlich betreiben werden, kritisierten sie. Deshalb müsse möglichst rasch eine Novelle zum KWK-Gesetz parallel mit dem neuen Marktdesign kommen. Die KWK-Förderung muss dringend an die Marktbedingungen angepasst werden. Nur so ließen sich Investitionen in neue KWK-Anlagen sicherstellen. „Wir brauchen zudem rasch eine Übergangsregelung für Bestandsanlagen“, forderte Müller. Die EEG-Reform im August habe die Lage der KWK weiter verschärft, kritisierte die BDEW-Chefin. Die Bundesregierung strebe zwar noch einen KWK-Anteil von 25 Prozent an der Gesamtstromerzeugung bis 2020 an, es sei jedoch fraglich, ob das Ziel auch zu erreichen sei. Bereits jetzt blieben Investitionen in neue KWK-Anlagen vielerorts aus. Außerdem stünden viele Bestandsanlagen wirtschaftlich auf der Kippe. Der Handlungsdruck nehme von Tag zu Tag zu. Müller rief die Politik erneut zu raschen Veränderungen auf. „2015 muss ein Jahr der Entscheidungen werden“, sagte sie „Nicht zu handeln ist keine Alternative“. Verdi-Chef Bsirske, der sich ebenfalls für eine Stärkung der Kraft-Wärme-Kopplung aussprach, wird am 8. Oktober auf der zentralen Veranstaltung des Aktionstages der Gewerkschaft am RWE-Braunkohlekraftwerk Niederaußem für einen Kapazitätsmarkt demonstrieren. BDEW-Chefin Müller will in Köln für das Anlegen der Energiebranche werben. ="line-height:>

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Oktober 6, 2014

Peter Focht

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In Kanada gelingt die CO2-Abscheidung

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Die hohen CO2-Emissionen sind der größte Nachteil der Stromerzeugung aus Kohle. Ein kanadischer Kraftwerksbetreiber zeigt nun einen gangbaren Ausweg, um Steinkohle künftig umweltfreundlich zu verbrennen.Seit mehr als zehn Jahren bemühen sich Verfahrenstechniker in aller Welt um das so genannte Carbon Capture and Storage (CCS), also die Abscheidung und Lagerung von CO2 aus den Abgasen von Kohlekraftwerken. Mehr als 20 Mrd. US-Dollar, umgerechnet rund 16 Mrd. Euro sind bislang weltweit für Forschung und Entwicklung auf diesem Gebiet ausgegeben worden. Nach schier unzähligen Rückschlägen funktioniert diese Technik nun endlich − in einem Kohlekraftwerk in der kanadischen Provinz Saskatchewan. Im Kohlekraftwerk SaskPower werden nun 90 % der CO2-Ausscheidungen eingefangen. Das verhindert, dass jährlich etwa eine 1 Mio. t CO2 in die Luft emittiert werden. Dieses CO2 wird stattdessen großenteils zu nahe gelegenen Ölfeldern gepumpt und dort in die Bohrlöcher gepresst. Dabei hilft es, auch noch die letzten Mengen gewinnbaren Öls an die Oberfläche zu treiben. Das für diese Zwecke nicht benötigte Kohlendioxid wird von Sask Power in alten Ölfeldern tief unter der Erde dauerhaft abgespeichert. Aber ein hoher Investitionsaufwand kennzeichnet die neue Kraftwerkstechnik. Die CCS-Technik ist im Prinzip seit mehreren Jahren genau bekannt. Bei der Verwirklichung in Kohlekraftwerken steckt allerdings der Teufel im Detail. Die allermeisten bisherigen Versuche in Europa und Nordamerika führten zu erheblichen Zeitverzögerungen beim Bau, zu ungewöhnlich hohen Überschreitungen der Kostenansätze und damit vielfach zum Aus für die neue Technik. Die kanadische Regierung hat sich allerdings davon nicht abschrecken lassen. Zu den Baukosten des neuen Sask Power − Kraftwerks von rund 1,4 Mrd. US-Dollar hat die kanadische Regierung immerhin 240 Mio. US-Dollar hinzugegeben. Das ist sehr viel und doch deutlich weniger als die echten Kosten betragen haben. Nach den Erfahrungen von Sask Power ist davon auszugehen, dass die Investitionskosten für ein neues Kohlekraftwerk durch eine gut funktionierende CCS-Anlage um bis zu 100 % steigen können. Die Exekutiv-Direktorin der Internationalen Energie-Agentur (IEA), Maria van der Hoeven, hat den kanadischen CCS-Erfolg geradezu enthusiastisch begrüßt: „Wir wünschen dem Kraftwerksbetreiber allen Erfolg dabei, der Welt zu zeigen, dass CCS nicht etwa Science-Fiction sondern unsere heutige Realität ist.” Konkret geht es auch für die IEA darum, zu beweisen, dass Steinkohle nicht nur eine der schmutzigsten fossilen Energien ist, sondern, dass Steinkohle mit der neuen Technik auf Dauer eine wertvolle Energie bleiben kann, die die Ziele der Klimapolitik in keiner Weise gefährdet. Maria van der Hoeven formuliert das so: „CCS ist die einzige heute bekannte Technik, die es erlaubt, fossile Brennstoffe weiter zu benutzen und zugleich die Energiezeugung vom Kohlendioxid zu befreien.”

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Oktober 6, 2014

Katharina Otzen

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Freitag, 10. Oktober 2014

Liberalisierung im Strommarkt

 

Bild: Fotolia.com, daboost  

In der Schweiz sollen alle Verbraucher ab dem Jahr 2018 ihren Stromversorger frei wählen können. Ein entsprechendes Gesetz ist von der Regierung in Bern am 8. Oktober auf den Weg gebracht worden. Damit soll der Strommarkt in der Schweiz vollständig liberalisiert werden. Dem Gesetzentwurf zufolge können Verbraucher künftig einmal jährlich ihren Versorger wechseln, müssen dafür allerdings eine Kündigungsfrist von zwei Monaten einhalten. Kosten für den Versorgerwechsel dürfen den privaten Haushaltskunden nicht in Rechnung gestellt werden, meldet die Schweizer Nachrichtenagentur sda. Die Grundversorgungstarife der lokalen Stromversorger werden von der eidgenössischen Elektrizitätskommission (Elcom) geprüft und bei Bedarf herabgesetzt. Dadurch sollen auch diejenigen Kunden von der Liberalisierung profitieren, die sich nicht auf dem freien Markt nach einem günstigeren Versorger umsehen und weiterhin von ihrem Stammversorger beliefert werden. Bislang konnten in der Schweiz nur Großkunden mit einem Verbrauch von mehr als 100 MWh im Jahr ihren Stromanbieter frei wählen. Ursprünglich war die komplette Liberalisierung des Schweizer Marktes bereits mit dem Stromversorgungsgesetz von 2007 vorgesehen. Die Einführung für die privaten Stromverbraucher verzögerte sich aber, weil die Schweiz nach der Reaktorkatastrophe im japanischen Fukushima 2011 zunächst eine neue Energiestrategie umgesetzt hat. Der jetzt verabschiedete Gesetzesentwurf wird nun von Kantonen, Parteien und Verbänden beraten. Diese sogenannte Vernehmlassung dauert bis zum 22. Januar 2015. Anschließend müssen der National- und Ständerat noch zustimmen, bevor das Gesetz in Kraft treten kann.

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Oktober 8, 2014

Kai Eckert

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Mehr als nur Flexibilitätsoption

 

Bild: Fotolia.com, Dark Vectorangel  

Die Deutsche Energie-Agentur (dena) kritisiert die Annahmen kürzlich veröffentlichter Speicherstudien und legt in einem Diskussionspapier dar, warum Speicher wichtig sind. Der Staub, den die jüngsten Speicherstudien aufgewirbelt haben, hat sich noch nicht gelegt. Nicht mit einer Studie, sondern mit einem Diskussionspapier meldet sich nun die dena zu Wort und kritisiert die „idealisierten Rahmenbedingungen“, von denen insbesondere die „Roadmap-Speicher“ des Fraunhofer-Instituts IWES, des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen und der Stiftung Umweltenergierecht sowie die Agora-Speicherstudie ausgingen. Probleme beim Netzausbau oder der Umsetzung des europäischen Strom-Binnenmarkts würden nicht berücksichtigt. Darüber hinaus bezeichnet es die Agentur als „unrealistisch“, von der Verfügbarkeit alternativer Flexibilitätsoptionen wie Lastmanagement auszugehen. Beide genannten Untersuchungen unterstellten, dass insbesondere Demand-Side-Management-Potenziale in der Industrie kostengünstig erschlossen werden könnten. „In welchem Umfang sich in Deutschland ein Markt für Lastmanagement entwickeln wird und zu welchen Kosten, lässt sich im Moment kaum abschätzen“, so der Einwand von Stephan Kohler, Geschäftsführer der dena. Speicher sieht er als wesentlichen strategischen Baustein der Energiewende: „Ohne zusätzliche Speicher verscherbeln wir die mit Förderung durch deutsche Stromverbraucher subventionierte Stromproduktion aus erneuerbaren Energien zu Niedrigstpreisen ins europäische Ausland.“ Deshalb warnt er davor, denselben Fehler wie beim Netzausbau zu machen. „Auch hier haben wir zu lange gewartet und hinken jetzt den Entwicklungen hinterher.“ Eine Lanze bricht die dena auch für Pumpspeicher, nicht zuletzt wegen deren Schwarzstartfähigkeit. Allerdings würden sie vom geltenden Energiewirtschaftsgesetz wirtschaftlich benachteiligt, weil sie als Letztverbraucher eingestuft und entsprechend durch Abgaben belastet würden. Für die langfristige Speicherung seien Power-to-Gas-Anlagen „vielversprechend“ und könnten schließlich für die erneuerbaren Energien eine Brücke in andere Verbrauchssektoren schlagen. „Stromspeicher sind mehr als eine Flexibilitätsoption“ ist eine wesentliche Aussage des Diskussionspapiers. Zur Marktintegration der erneuerbaren Energien könnten sie einen wesentlichen Beitrag leisten. Dann müsste nämlich regenerativ erzeugter Strom nicht mehr über das Marktprämienmodell und den Verkauf über die Börse grau eingefärbt werden, sondern könnte als strukturierter, wirklich grüner Ökostrom aus bestimmten Anlagen vermarktet werden. Die Kombination von Erzeugungsanlagen mit Speichern mache dies möglich. Dieser Aspekt werde in der aktuellen Debatte „erstaunlicherweise fast vollständig ausgeblendet“, bemängelt die dena. Für deren Geschäftsführer ist klar, dass der Ausbau der Speicherinfrastruktur Geld kosten wird. Er dürfe aber nicht aus Angst vor einer Kostendebatte vernachlässigt werden. „Die Investitionen dienen dem richtigen Zweck. Das müssen wir jetzt offen und ehrlich ansprechen, sonst gefährden wir auf Dauer die gesellschaftliche Akzeptanz der Energiewende“, so seine Überzeugung. Das Diskussionspapier steht unter www.dena.de/dena-Speicherpapier zum Download zur Verfügung.

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Oktober 7, 2014

Fritz Wilhelm

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Donnerstag, 9. Oktober 2014

BDEW und VKU Hand in Hand mit Verdi

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Die Dienstleistungsgewerkschaft Verdi und die Energiewirtschaftsverbände BDEW sowie VKU werden am 8. Oktober gemeinsam für die Einrichtung eines Kapazitätsmarktes zur Sicherung von konventioneller Stromerzeugung und von Arbeitsplätzen demonstrieren.„Wir brauchen einen Kapazitätsmarkt“, fordert Frank Bsirske. Der Vorsitzende der Dienstleistungsgewerkschaft Verdi sieht nicht nur die Versorgungssicherheit, sondern auch bis zu 20 000 Arbeitsplätze gefährdet, wenn nicht rasch ein solcher Mechanismus eingeführt werde, „der die Defizite des Strommarkts behebt und gesicherter Leistung einen Preis zuerkennt“, sagte er am 6. Oktober in Berlin. Aktuelle Gutachten, die die Notwendigkeit eines Kapazitätsmarktes in Zweifel ziehen, gingen von „äußerst problematischen Annahmen aus, die die derzeitige hohe Versorgungssicherheit gefährden würden“, ergänzte er. Die Vorschläge des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und des Verbandes kommunaler Unternehmen (VKU) zur Einführung eines dezentralen Leistungsmarktes bezeichnete Bsirske als „ausgesprochen zielführend“. Die ungewöhnliche Allianz zwischen Gewerkschaft und Unternehmensverbänden bewertete er als „Sieg der Vernunft“. Der Gesetzgeber sollte schnellstmöglich die Grundlagen für die Einführung eines dezentralen Leistungsmarkts schaffen, um die schwierige wirtschaftliche Lage der konventionellen Stromerzeugung zu beheben und die Versorgungssicherheit zu stärken, forderte in Berlin auch Hildegard Müller. Der BDEW habe diese transparente, marktnahe, effiziente und europäisch ausgerichtete Lösung vor über einem Jahr vorgeschlagen, so die Vorsitzende der Geschäftsführung des Verbandes weiter. Versorgungssicherheit bekomme damit einen Wert und einen Preis. Alle Kraftwerke, Erneuerbare Energien, virtuelle Kraftwerke oder auch Speicher könnten auf diesem Markt gesicherte Leistung anbieten.

Versorger kaufen Zertifikate für gesicherte Leistung

Auf der anderen Seite des dezentralen Leistungsmarktes stehen nach den BDEW-Vorstellungen die Vertriebe vor Ort. Sie sollen verpflichtet werden, für ihre Kunden gesicherte Leistung zu besorgen. Aus dem Angebot und der Nachfrage nach gesicherter Leistung ergibt sich ein Preis. Dieser gelte dann für ein Produkt, das Versorgungssicherheitsnachweis genannt werde. „Wir wollen kein Hartz IV für Kraftwerke, sondern effiziente Kraftwerke unterstützen“, bekräftigte auch Bernd Willmert, Geschäftsführer der Stadtwerke Bochum und Mitglied des VKU-Präsidiums. Mittelfristig werde ein dezentraler Leistungsmarkt die Verbraucher sogar entlasten. Eine besondere Behandlung mahnten Gewerkschaft und Branchenverbände für die Kraft-Wärme-Kopplung an. Auch effiziente KWK-Anlagen könnten nicht mehr wirtschaftlich betreiben werden, kritisierten sie. Deshalb müsse möglichst rasch eine Novelle zum KWK-Gesetz parallel mit dem neuen Marktdesign kommen. Die KWK-Förderung muss dringend an die Marktbedingungen angepasst werden. Nur so ließen sich Investitionen in neue KWK-Anlagen sicherstellen. „Wir brauchen zudem rasch eine Übergangsregelung für Bestandsanlagen“, forderte Müller. Die EEG-Reform im August habe die Lage der KWK weiter verschärft, kritisierte die BDEW-Chefin. Die Bundesregierung strebe zwar noch einen KWK-Anteil von 25 Prozent an der Gesamtstromerzeugung bis 2020 an, es sei jedoch fraglich, ob das Ziel auch zu erreichen sei. Bereits jetzt blieben Investitionen in neue KWK-Anlagen vielerorts aus. Außerdem stünden viele Bestandsanlagen wirtschaftlich auf der Kippe. Der Handlungsdruck nehme von Tag zu Tag zu. Müller rief die Politik erneut zu raschen Veränderungen auf. „2015 muss ein Jahr der Entscheidungen werden“, sagte sie „Nicht zu handeln ist keine Alternative“. Verdi-Chef Bsirske, der sich ebenfalls für eine Stärkung der Kraft-Wärme-Kopplung aussprach, wird am 8. Oktober auf der zentralen Veranstaltung des Aktionstages der Gewerkschaft am RWE-Braunkohlekraftwerk Niederaußem für einen Kapazitätsmarkt demonstrieren. BDEW-Chefin Müller will in Köln für das Anlegen der Energiebranche werben.

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Oktober 6, 2014

Peter Focht

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Mittwoch, 8. Oktober 2014

In Kanada gelingt die CO2-Abscheidung

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Die hohen CO2-Emissionen sind der größte Nachteil der Stromerzeugung aus Kohle. Ein kanadischer Kraftwerksbetreiber zeigt nun einen gangbaren Ausweg, um Steinkohle künftig umweltfreundlich zu verbrennen.Seit mehr als zehn Jahren bemühen sich Verfahrenstechniker in aller Welt um das so genannte Carbon Capture and Storage (CCS), also die Abscheidung und Lagerung von CO2 aus den Abgasen von Kohlekraftwerken. Mehr als 20 Mrd. US-Dollar, umgerechnet rund 16 Mrd. Euro sind bislang weltweit für Forschung und Entwicklung auf diesem Gebiet ausgegeben worden. Nach schier unzähligen Rückschlägen funktioniert diese Technik nun endlich − in einem Kohlekraftwerk in der kanadischen Provinz Saskatchewan. Im Kohlekraftwerk SaskPower werden nun 90 % der CO2-Ausscheidungen eingefangen. Das verhindert, dass jährlich etwa eine 1 Mio. t CO2 in die Luft emittiert werden. Dieses CO2 wird stattdessen großenteils zu nahe gelegenen Ölfeldern gepumpt und dort in die Bohrlöcher gepresst. Dabei hilft es, auch noch die letzten Mengen gewinnbaren Öls an die Oberfläche zu treiben. Das für diese Zwecke nicht benötigte Kohlendioxid wird von Sask Power in alten Ölfeldern tief unter der Erde dauerhaft abgespeichert. Aber ein hoher Investitionsaufwand kennzeichnet die neue Kraftwerkstechnik. Die CCS-Technik ist im Prinzip seit mehreren Jahren genau bekannt. Bei der Verwirklichung in Kohlekraftwerken steckt allerdings der Teufel im Detail. Die allermeisten bisherigen Versuche in Europa und Nordamerika führten zu erheblichen Zeitverzögerungen beim Bau, zu ungewöhnlich hohen Überschreitungen der Kostenansätze und damit vielfach zum Aus für die neue Technik. Die kanadische Regierung hat sich allerdings davon nicht abschrecken lassen. Zu den Baukosten des neuen Sask Power − Kraftwerks von rund 1,4 Mrd. US-Dollar hat die kanadische Regierung immerhin 240 Mio. US-Dollar hinzugegeben. Das ist sehr viel und doch deutlich weniger als die echten Kosten betragen haben. Nach den Erfahrungen von Sask Power ist davon auszugehen, dass die Investitionskosten für ein neues Kohlekraftwerk durch eine gut funktionierende CCS-Anlage um bis zu 100 % steigen können. Die Exekutiv-Direktorin der Internationalen Energie-Agentur (IEA), Maria van der Hoeven, hat den kanadischen CCS-Erfolg geradezu enthusiastisch begrüßt: „Wir wünschen dem Kraftwerksbetreiber allen Erfolg dabei, der Welt zu zeigen, dass CCS nicht etwa Science-Fiction sondern unsere heutige Realität ist.” Konkret geht es auch für die IEA darum, zu beweisen, dass Steinkohle nicht nur eine der schmutzigsten fossilen Energien ist, sondern, dass Steinkohle mit der neuen Technik auf Dauer eine wertvolle Energie bleiben kann, die die Ziele der Klimapolitik in keiner Weise gefährdet. Maria van der Hoeven formuliert das so: „CCS ist die einzige heute bekannte Technik, die es erlaubt, fossile Brennstoffe weiter zu benutzen und zugleich die Energiezeugung vom Kohlendioxid zu befreien.”

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September 6, 2014

Katharina Otzen

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Montag, 6. Oktober 2014

Batterieforschung mit südkoreanischem Partner



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Das Fraunhofer-Institut für Fabrikbetrieb und –automatisierung (IFF) in Magdeburg nutzt eine 1-MW-Großbatterie zum Entwickeln und Erproben von Steuerungssystemen für intelligente Netze. Unter der Anwesenheit von Ministerpräsident Reiner Haseloff wurde in Magdeburg ein Großspeicher in Form eines mobilen Containers mit einer Kapazität von 0,5 MWh vorgestellt, in dem rund 5 000 Lithium-Ionen-Batteriezellen verbaut sind. Die Anlage wurde von der südkoreanischen Firma SK Innovation geliefert. Weitere gemeinsame Projekte in Halle und Magdeburg mit dem Partner aus Asien sollen folgen, so Haseloff. Die Vereinbarung sei während seiner kürzlich durchgeführten Südkorea-Reise geschlossen worden, erklärte der Ministerpräsident. Sie erstrecke sich auf Projekte „mit noch deutlich höheren Speicherkapazitäten“. Prof. Michael Schenk, Institutsleiter des IFF wies darauf hin, die Forschung für optimale Netzintegration solcher Speicher sei noch nicht abgeschlossen. Die Fragen nach der bestmöglichen Einbindung in regionale Versorgungsinfrastrukturen und nach der wirtschaftlich und technisch effizientesten Fahrweise seien noch nicht geklärt. Derzeit nutzen die Forscher des IFF die Batterie, das Smart Grid Energy Storage System, vorrangig zum Entwickeln und Erproben von Managementsystemen für intelligente Energienetze. Im Mittelpunkt dabei steht die Kommunikation zwischen Großspeichern und dem Stromnetz, um flexibel auf Engpässe reagieren zu können. Dazu wird gerade ein Micro-Smart-Grid installiert, aus dem die Batterie größere Strommengen aufnimmt und das an eine Netzumgebung mit wechselndem Lastprofil angepasst werden kann. Am IFF sollen zahlreiche Untersuchungen in der praktischen Anwendung folgen. Vorgesehen ist unter anderem der Einsatz des mobilen Containers in Unternehmen und deren Versorgungsnetzen.


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Oktober 6, 2014
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Seehofer lehnt Stromtrassen nun völlig ab

Bayerns Ministerpräsident Horst Seehofer spricht sich jetzt gänzlich gegen den Bau neuer Stromtrassen nach Süddeutschland aus. Stattdessen will er neue Gaskraftwerke in Bayern errichten lassen.
"Wir sind im Moment an einem Scheideweg, wo wir wirklich nachdenken müssen über den nächsten Schritt der Energiewende", sagte der bayerische Ministerpräsident Horst Seehofer der Süddeutschen Zeitung (Ausgabe 2. Oktober). Nach Einschätzung Seehofers seien viele der im Netzausbauplan aufgeführten Stromleitungsprojekte nicht notwendig. „Der Automatismus der Vergangenheit, wir bauen erneuerbare Energien überall aus und hängen dann alles mit Netzen zusammen, ist schwer ins Wackeln gekommen“, sagte Seehofer. Es gehe ihm um den Schutz der Natur und der Geldbeutel, sagte Seehofer und verlangte, die Pläne zum Netzausbau grundlegend zu überdenken.  Offenbar will der bayerische Ministerpräsident Bayern mit neuen Gaskraftwerken unabhängig machen. Dies wolle er in Berlin mit der Koalition diskutieren.

Um Versorgungsengpässe im Süden Deutschlands zu vermeiden und überschüssigen Windstrom aus dem Norden abzutransportieren, waren bislang zwei neue Stromtrassen nach Bayern vorgesehen. Die Trasse Suedlink soll von der Küste nach Grafenrheinfeld führen, zudem sollte eine Leitung von Sachsen-Anhalt bis in den Großraum Augsburg errichtet werden. Bayern hatte dem Bau von Suedlink bisher zugestimmt, die zweite Leitung hatte CSU-Chef Seehofer bisher vor einigen Monaten abgelehnt und auf Änderungen beharrt. Nun macht Seehofer deutlich, dass es überhaupt keine Leitungen nach Bayern geben soll.

Die Äußerungen des bayerischen Ministerpräsidenten stießen in anderen Bundesländern auf scharfe Kritik: "Seehofer verzockt die Versorgungssicherheit in Bayern, wenn er auf erneuerbare Energien verzichten will", sagte da der Energieminister von Schleswig-Holstein, Robert Habeck der dpa: "Seehofers Alternative ist offenbar entweder Putin oder Fracking", kritisierte Habeck. Oder er stelle den Atomausstieg infrage. Die CSU sei die wahre Dagegen-Partei bei notwendiger Infrastrukturpolitik.
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Oktober 2, 2014

Andreas Kögler
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Donnerstag, 2. Oktober 2014

Erdverkabelung kein Königsweg

 

Bild: Peter Holz  

Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion geht davon aus, dass nur ein Zehntel der in Deutschland benötigten neuen Stromtrassen in die Erde verlegt werden kann. In der öffentlichen Diskussion ist häufig der Ruf nach Erdverkabelung zu vernehmen. Einer Meldung der Deutschen Presseagentur zufolge warnt Amprion jedoch davor, diese Art der Trassenführung als Königsweg anzusehen. Denn die Öffentlichkeit müsse sich darüber im Klaren sein, dass es bei einem höheren Anteil von Erdverkabelung schwieriger werde, die Stabilität des Netzes zu garantieren.

„Wir wissen heute noch nicht, ob und wie sehr wir die Zuverlässigkeit des Übertragungsnetzes damit schwächen“, sagte der technische Geschäftsführer Klaus Kleinekorte. Nur etwa ein Zehntel der hierzulande geplanten neuen Stromleitungen eigne sich für die Erdverkabelung. Wie ein Amprion-Sprecher gegenüber E&M Powernews erklärte, sei vor allem die Geologie dafür verantwortlich. Bei einem Trassenverlauf durch Mittelgebirge sei häufig felsiges Terrain anzutreffen. Außerdem stünden gewisse Naturschutzvorschriften einer Erdverkabelung entgegen. Auch in dicht besiedeltem Gebiet sei eine Verlegung in den Boden zum Teil schwierig, wenn dort beispielsweise kein Platz mehr sei für ein zusätzliches Kabel. Darüber hinaus sei die Wartung unterirdisch verlegter Kabel sehr aufwendig. Ein Problem stelle auch die Erwärmung der Kabel dar, die bis auf 50°C ansteigen könne. Zur Wärmeabfuhr werden sie in Flüssigerde mit Erdaushub und Zementanteil eingebettet. Ein wissenschaftliches Projekt untersucht derzeit, ob durch die Wärme das Wachstum von Getreide über den Kabeln beeinträchtigt wird.

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September 30, 2014

Fritz Wilhelm

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