Sonntag, 30. November 2014

Laden beim Laternenparken

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In Berlin werden die ersten zehn Lichtmasten an Straßen zu Ladepunkten für Elektroautos umgebaut. Autofahrer brauchen dafür ein spezielles Ladekabel. Der Netzbetreiber Stromnetz Berlin und ubitricity erproben in der Hauptstadt in einem Ende November angelaufenen Pilotprojekt ein neues System zum Laden von Elektroautos. Zehn Lichtmasten im Stadtzentrum werden dafür im Zuge der Modernisierung der Beleuchtungsanlagen mit ubitricity-Systemsteckdosen ausgerüstet. Ein Elektroauto lässt sich an eine solche Steckdose mit einem speziellen Ladekabel anschließen, in das ein intelligenter Stromzähler integriert ist. Mit dem Kabel wird der Ladepunkt freigeschalten, Strom geladen und abrechnet. Das Startup-Unternehmen Ubitricity hat des Kabel und auch die Software entwickelt, die es ermöglicht, dass ein Autofahrer ähnlich wie eine Telefonverbindung mit dem Handy seinen Mobilstrom, für den er bei seinem Wunschanbieter einen Vertrag abgeschlossen hat, quasi an die Laternentankstelle mitbringt. Das System wird von den Unternehmen als kostengünstige Alternative zum Aufbau einer öffentlichen Ladeinfrastruktur angepriesen. Die Steckdosen müssten nämlich anders als die üblichen öffentlichen Ladestationen nicht mit Einrichtungen zur Autorisierung des Nutzers, zur Messung und zur Abrechnung des Stroms ausgerüstet werden. In Deutschland werden jährlich etwa 300 000 Lichtmasten erneuert oder ausgetauscht. Berlin sei die „ideale Spielwiese, um alle Facetten der Elektromobilität zu testen und weiterzuentwickeln“, erklärte Helmar Rendez, Vorsitzender der Geschäftsführung der Stromnetz Berlin GmbH, die für die elektrische Straßenbeleuchtung in der Hauptstadt zuständig ist.

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November 25, 2014

Peter Focht

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Dienstag, 25. November 2014

MVV-Ökostrom für Tesla-Ladestationen

 

Bild: Fotolia.com, Photo-K  

Der US-amerikanische Elektrofahrzeughersteller will sein Supercharger-Netz in Deutschland weiter ausbauen. Die Zusammenarbeit der MVV Energie und Tesla erstreckt sich auf die künftig zu installierenden Ladestationen. Angaben zur Anzahl der geplanten neuen Standorte wollten die Beteiligten nicht machen. Auch zum voraussichtlichen Stromabsatz wollten sie sich nicht äußern.

Es sei ein „massiver Ausbau“ des Strom-Tankstellennetzes geplant, um künftig auch Langstreckenfahrten zu ermöglichen, erklärte MVV-Sprecher. In Deutschland verfügt Tesla derzeit über 21 öffentliche Ladestationen. In Hirschberg an der Bergstraße, in der Nähe von Mannheim, wurde kürzlich die erste Stromtankstelle mit MVV-Ökostrom in Betrieb genommen. Das Tesla-Netz in Europa umfasst aktuell knapp 100 sogenannte Supercharger. Diese Ladeeinrichtung stellt bis zu 135 kW Gleichstrom zur Verfügung. Über ein spezielles Kabel wird der Strom direkt in die Batterie des Tesla Model S geleitet. Nach Angaben des Herstellers kann damit in etwa 30 Minuten der Akku des Fahrzeugs soweit aufgeladen werden, dass eine Reichweite von etwa 270 km möglich ist. Bis zur Hälfte der Batteriekapazität kann bereits in 20 Minuten geladen werden. Nach 40 Minuten sind 80 % erreicht und nach insgesamt 75 Minuten steht die volle Batteriekapazität wieder zur Verfügung.

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November 21, 2014

Fritz Wilhelm

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RWE mit rückläufigem Ergebnis

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Der Essener Energiekonzern RWE hat in den ersten neun Monaten dieses Jahres weniger verdient. Das betriebliche Ergebnis fiel nach Unternehmensangaben erwartungsgemäß auf 2,9 Mrd. Euro zurück und liegt damit 31 % unter dem Vorjahreswert. Es sind vor allem das anhaltend niedrige Preisniveau im Stromgroßhandel und die milde Witterung, die der Energiewirtschaft zusetzen. Nach Eon hat nun am 13. November auch RWE mit den Bilanzzahlen für die ersten drei Quartale dieses Jahres nachgezogen. Ebenso wie der Konkurrent aus Düsseldorf macht auch RWE Einmaleffekte für das rückläufige Ergebnis verantwortlich. Das Ergebnis vor Steuern, Zinsen und Abschreibungen (Ebitda) fiel nach RWE-Angaben um 22 % auf 4,7 Mrd. Euro, als nachhaltiges Nettoergebnis weist der Essener Konzern 763 Mio. Euro aus, dies sind 60 % weniger als im Vergleichszeitraum des Vorjahres. Die Rückgänge begründet RWE mit einer hohen Einmalzahlung aus dem Preisrevisionsverfahren zu den Gaslieferverträgen mit Gazprom und dem fehlenden Ergebnis der Tochtergesellschaft RWE Dea. Letzteres wurde aufgrund der laufenden Verkaufsverhandlungen nicht mehr im Nettoergebnis berücksichtigt, teilte der Konzern mit. Insgesamt konnte RWE zwischen Januar und September 35,3 Mrd. Euro umsetzen, dies waren 9 % weniger als im Vorjahr. Insgesamt produzierte RWE 151,2 Mrd. kWh Strom in seinen Kraftwerken, gegenüber dem Vorjahr war dies ein Minus von rund 6 %. In den ersten neun Monaten konnte RWE 192 Mrd. kWh Strom (- 4 %) und 185 Mrd. kWh Gas (-19 %) absetzen. Während das Geschäft im Bereich der Privat- und Gewerbekunden rückläufig war, konnte RWE bei Industrie- und Geschäftskunden von Akquiseerfolgen und einer zumindest teilweise höheren Stromnachfrage profitieren. Für das Gesamtjahr erwartet der RWE-Vorstand nun ein Ebitda von 6,4 bis 6,8 Mrd. Euro und prognostiziert ein betriebliches Ergebnis im Bereich zwischen 3,9 und 4,3 Mrd. Euro. Seit Ende 2013 hat RWE im Zuge seines Sparkurses die Mitarbeiterzahl um 7 % verringert, der Konzern weist zum Quartalsstichtag 60 439 Vollzeitstellen aus.

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November 13, 2014

Kai Eckert

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Kemfert fordert Start des Kohleausstiegs

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Das Stilllegen von 9 GW Erzeugungsleistung in alten Steinkohle- und Braunkohlekraftwerken würde Deutschland beim Erreichen seiner Klimaziele helfen. Die DIW-Rechnung zeigt, dass die Stromhandelspreise dabei um etwa ein Drittel steigen, was den Markt stabilisieren soll. Studien zum Kohleausstieg haben Konjunktur. Szenariorechnungen des Deutschen Instituts für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin) zufolge könnten im kommenden Jahr rund 23 Mio. t CO2 weniger ausgestoßen werden, wenn Steinkohlekraftwerke mit einer Kapazität von 3 000 MW und 6 000 MW Braunkohlekapazität vom Netz genommen würden. Damit könnte die Deckungslücke bei der Reduzierung der Treibhausgasemissionen von jährlich etwa 70 Mio. t CO2, die sich nach jüngsten Berechnungen im Hinblick auf das Erreichen des deutschen Klimaschutzziels für 2020 (40 % weniger CO2-Ausstoß als 1990) auftut, zu etwa einem Drittel geschlossen werden. „Der Stromsektor sollte einen stärkeren Beitrag zum Erreichen der kurz- und mittelfristigen Klimaziele leisten", forderte bei der Vorstellung der im Auftrag der Heinrich-Böll-Stiftung und der European Climate Foundation (ECF) erstellten Untersuchung Claudia Kemfert, Leiterin der Abteilung Energie, Verkehr, Umwelt des DIW. Vom Netz gehen sollten dabei besonders alte und ineffiziente Kraftwerke. Das älteste Drittel der Braunkohlekraftwerke im Rheinischen Revier sei älter als 35 Jahre, so Kemfert. Durch die Stilllegung würden unnötige Überkapazitäten beseitigt und zudem die Stromerzeugung ein Stück weit weg von der Braunkohle in Richtung Erdgas verschoben. Erdgaskraftwerke gelten als wichtig für die Energiewende, weil sie gut steuerbar und flexibel als Ergänzung der erneuerbaren Energien einsetzbar sind. Sie sind aber bei den derzeitigen Strompreisen nicht konkurrenzfähig. Auch die Steinkohleverstromung würde nach dem DIW-Szenario zunehmen. Dabei würden jedoch ineffiziente Kraftwerke durch effizientere und damit weniger CO2-intensive Anlagen ersetzt. Die Auswirkungen auf den Großhandelspreis für Strom bewertete Kemfert als moderat. Der Strompreis würde nach den DIW-Berechnungen von aktuell angesetzten 38 Euro/MWh auf 51 Euro/MWh – was in etwa dem Niveau des Jahres 2011 entspreche – steigen.

Stilllegung soll Strommarkt stabilisieren

Das Ansteigen des Großhandelspreises soll auch den Strommarkt stabilisieren. „Insgesamt werden die Einnahmen der Stromerzeuger steigen“, meinte Martin Rochol, Leiter des Deutschlandprogramms der ECF. Die Stromerzeugung werde sich wieder mehr rentieren, die Bedingungen für Investitionen in neue Kraftwerke würden also verbessert. Das sei auch Ziel der vielfach geforderten Kapazitätsmechanismen, die jedoch eher kostenintensiver seien als die Stilllegung der alten Kohlekraftwerke. Weil somit durch die Stilllegung dem Klima und dem Strommarkt geholfen werde, sprach Kemfert von „einer doppelten Dividende“. Die energieintensive Industrie, die in den vergangenen Jahren stark von sinkenden Preisen profitiert hat, kann dem damit verbundenen Strompreisanstieg nach Ansicht von Kemfert verkraften. Die Erfahrung zeige, dass Strompreise kein Grund für Unternehmensverlagerungen seien, sagte sie. Für Haushaltsverbraucher müsse der Strompreis nicht steigen, so die DIW-Expertin. Dem steigenden Börsenpreis stehe nämlich eine sinkende EEG-Umlage gegenüber. „Insgesamt sind Preissteigerungen für private Stromkunden kaum zu erwarten“, erklärte Kemfert. Auf welchem Weg die Kraftwerke aus dem Markt genommen werden sollen, lässt das DIW offen. Der Vorschlag sei, die Kapazitäten schon im nächsten Jahr herauszunehmen. Wie, das müsse die Politik entscheiden, so Kemfert. Deren Aufgabe sei auch, den damit verbundenen Strukturwandel – Stichwort Arbeitsplatzverluste in der Braunkohleindustrie − zu gestalten. Um die Versorgungssicherheit brauche sich dagegen niemand Gedanken zu machen. Damit gebe es beim dargestellten Szenario keine Probleme. Für Kemfert steht fest, dass die Klimaschutzziele nicht zu erreichen sind, wenn die alten ineffizienten Kohlekraftwerke nicht stillgelegt werden. Und das wäre ein „fatales Zeichen“ für die nächste Klimaschutzkonferenz, meinte Ralf Fücks, Vorstand der Heinrich-Böll-Stifung. Daher gelte es, den Druck auf die Politik zu erhöhen. „Nach dem Atomausstieg muss der Kohleausstieg folgen“, ergänzte Kemfert.

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November 19, 2014

Peter Focht

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Strom: Gegenbewegung

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Die Notierungen im deutschen Stromhandel drehten am Mittwoch überwiegend ins Minus. Dezember Baseload verbilligte sich im OTC-Handel zuletzt gegenüber dem Schlusskurs des Vortages um 45 Cent auf 34,45 Euro/MWh, das Jahresband Baseload gab um 5 Cent auf 35,25 Euro/MWh nach. Marktteilnehmer führten die Abwärtsbewegung auf den gesunkenen CO2-Preis zurück. Im Emissionshandel rutschte der Benchmark-Kontrakt Dezember 2014 zuletzt unter die Marke von 7 Euro/t und rangierte bei 6,86 Euro/t. "Das können auch Gewinnmitnahmen gewesen sein, nachdem beim CO2 und beim Strom psychologische Marken durchbrochen wurden", meinte ein Trader. Im OTC-Spothandel wurde Baseload bei 46,50 Euro/MWh verkauft, Peakload ging bei 55,70 Euro/MWh über die Bildschirme. An der Börse Epex Spot wurde Phelix Baseload bei 46,60 Euro/MWh fixiert, der entsprechende Peakload-Index wurde bei 54,32 Euro/MWh ermittelt.

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November 19, 2014

Andreas Kögler

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Amprion arbeitet enger mit RTE zusammen

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Zur Stärkung der grenzüberschreitende Systemsicherheit und der Integration des Europäischen Binnenmarktes wollen Amprion und der französischen Übertragungsnetzbetreiber Réseau de Transport d’Electricité (RTE) ihre Zusammenarbeit vertiefen. Beide Unternehmen haben dazu bereits am 15. Oktober eine Absichtserklärung unterzeichnet, teilte Amprion am 13. November mit. Mit der Vereinbarung erweitern beide Unternehmen ihre gesetzlich bestehenden Kooperationspflichten als Übertragungsnetzbetreiber. Ziel ist es, einen Beitrag für die Umsetzung der Energiewende in beiden Ländern zu leisten und die europäischen Strommärkte zu stärken. So vereinbarten die beiden Unternehmen strategische Netzausbauprojekte. Im Rahmen des europäischen Netzentwicklungsplans sollen neue Kuppelstellen (Interkonnektoren) errichtet werden. Mit der neuen Kooperationsvereinbarung soll aber auch die Zusammenarbeit in verschiedenen operativen Bereichen wie der Systemführung, der Netzausbauplanung und der Weiterentwicklung von Network Codes vertieft werden. Dazu wollen beide Partner ihre Erfahrungen bei der Integration der erneuerbaren Energien austauschen und stärker im Bereich Forschung und Entwicklung, etwa bei neuen Kabeltechnologien oder der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) zusammenarbeiten. Wie Amprion mitteilte, werden mit der neuen Vereinbarung die Beschlüsse des deutsch-französischen Ministerrates vom 19. Februar 2014 umgesetzt und ein Beitrag zur Entwicklung einer deutsch-französischen Vision im Energiebereich geleistet.

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November 13, 2014

Kai Eckert

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Weitere Strompreissenkungen

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Gelsenkirchen, München, Aachen: In immer mehr Städten kündigen die Versorger für das kommende Jahr sinkende Strompreise an. Die meisten Haushalte werden aber nur ein paar Euro sparen. Die Welle von Strompreissenkungen für Endkunden setzt sich fort. Allerdings fallen die Reduktionen weiterhin überschaubar aus. Die Emscher Lippe Energie (ELE), die Gelsenkirchen, Bottrop und Gladbeck mit Strom versorgt, senkt zum Jahresbeginn die Strompreise für Kunden mit Nachtspeicherheizungen um 1,04 Cent netto bzw. 1,24 Cent brutto je Kilowattstunde (kWh). Das Unternehmen teilte am 11. November mit, das entspreche einer Reduktion um rund sechs Prozent und bedeutet für Kunden mit durchschnittlichem Heizstromverbrauch eine Einsparung von mehr als 85 Euro im Jahr. Betreiber von Elektrowärmepumpen werden bei durchschnittlichem Verbrauch etwa 95 Euro im Jahr einsparen. Der Preis sinkt hier um 0,98 Cent bzw. 1,17Cent brutto je kWh. Auch für alle anderen Stromkunden der ELE, die entweder in der Grundversorgung sind oder Sonderverträge haben, nannte das Unternehmen Preissenkungen „relativ sicher“, das Unternehmen will aber zunächst die Entwicklung aller Kostenfaktoren abwarten. In dieser Woche hatten bereits unter anderem die die Stadtwerke Aachen und München fallende Strompreise angekündigt. „Aufgrund gesunkener Beschaffungskosten und veränderter Umlagen“ kündigten die Stadtwerke München niedrigere Tarife an. Für den Münchner Durchschnittshaushalt mit einem Verbrauch von 2 500 kWh pro Jahr bedeute dies eine Senkung um 2,5 Prozent und eine Einsparung von 18,20 Euro pro Jahr. „Mit der Arbeitspreissenkung gehen die Stadtwerke München über die zurückgehenden Umlagen und Abgaben hinaus. Wir konnten Prozesse optimieren, interne Kosten senken und für das kommende Jahr unsere Energiebeschaffung noch weiter verbessern. Davon profitieren jetzt unsere Kunden“, sagte Vertriebs-Geschäftsführerin Erna-Maria Trixl. Die Stadtwerke Aachen (STAWAG) hatten am 10. November angekündigt, die gesunkene EEG-Umlage an ihre Haushaltsstromkunden weiterzugeben. Die Umlage sinkt zum Jahresbeginn von 6,24 Cent auf 6,17 Cent je kWh. Ein vierköpfiger Haushalt mit einem durchschnittlichen Jahresverbrauch von 3 500 Kilowattstunden wird so rund sechs Euro im Jahr sparen können. „Wir hatten sogar gehofft, dass wir die Preise noch stärker senken können. Leider fällt die Senkung der EEG-Umlage jedoch deutlich geringer als erwartet aus, andere Umlagen steigen sogar. Unterm Strich sinken die Umlagen um 0,18 Cent je Kilowattstunde (brutto)“, sagte der Vertriebsleiter der STAWAG, Andreas Maul. „Zudem steigen auch noch die Entgelte der vorgelagerten Netze. Diese Preissteigerung können wir sogar kompensieren und werden sie nicht an unsere Kunden weitergeben.“ Der Schweriner Versorger Wemag kündigte an, dass die Strompreise für Haushaltskunden im kommenden Jahr stabil bleiben. Wegen eines geänderten Berechnungsverfahrens für die Netzentgelte für Nachtspeicherheizungen und Wärmepumpen steigen für diese Kunden Netzentgelte nicht: „Diesen positiven Effekt wollen wir weitergeben. Zum 1. Januar 2015 können wir für diesen Kundenkreis den Strompreis um rund drei Prozent senken. Dadurch spart ein Kunde, je nach Verbrauch, etwa zwischen 40 bis 80 Euro im Jahr“, sagte Michael Hillmann, Vertriebsleiter der Wemag. Das Vergleichsportal Check24 schätzt nach einer Umfrage, dass zum Jahreswechsel rund acht Millionen deutsche Haushalte sich über niedrigere Strompreise werden freuen können. Danach werden insgesamt rund 30 Stromversorger ihre Haushaltsstrompreise senken, teilte der Internetdienst am 11. November mit. Auch einige Gas-Grundversorger entlasteten ihre Kunden ab dem neuen Jahr, teilte das Vergleichsportal mit. Bei den Unternehmen, die ihre Preise senken, betrage die durchschnittliche Preisreduktion 5,4 Prozent. Eine vierköpfige Familie mit einem Jahresverbrauch von 20 000 kWh spart dadurch etwa 85 Euro im Jahr. Das höchste Sparpotenzial liegt hier bei 8,8 Prozent (174 Euro) für den Jahresverbrauch eines Vier-Personen-Haushalts.

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November 12, 2014

Timm Krägenow

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EnBW-Klage stoppt vorerst neue Offshore-Netzanschlüsse

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Durch eine Klage des EnBW-Konzerns werden sich die Netzanschluss-Arbeiten für neue Offshore-Windparks wohl verzögern.Die Klage kommt nicht unerwartet: Ende Oktober hatte die Bundesnetzagentur bekannt gegeben, welche Investoren in den nächsten Jahren einen Netzanschluss für ihre Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee erhalten. Bei diesem sogenannten Kapazitätszuweisung verfahren ist die Energie Baden-Württemberg (EnBW) leer ausgegangen. Nur über eine Versteigerung kann der Karlsruher Konzern den unverzichtbaren Netzanschluss für das Projekt „Hohe See“ erhalten. Allerdings muss sich EnBW mit einem höheren Gebot gegen zwei Mitbewerber durchsetzen, die ihre Hochseewindpark auch an die Konverterstation BorWin3 anschließen wollen.

Gegen diesen Beschluss der Bonner Behörde hat EnBW unlängst Klage beim Oberlandesgericht Düsseldorf eingereicht. Um rechtlich auf der sicheren Seite zu sein, hat die Bundesnetzagentur darauf verzichtet, das Gros der eigentlichen unstrittigen Netzanschlusszusagen an die Investoren zu verschicken. Der Offshore-Windbranche droht deshalb eine Verzögerung für die zweite Ausbauphase. Einen Termin für die Eilentscheidung des OLG Düsseldorf konnte ein BNetzA-sprecher gegenüber E&M Powernews nicht nennen: „Wir hoffen auf eine schnelle Entscheidung vor Weihnachten, damit keine Unsicherheit in der Offshore-Windbranche aufkommt.“
Darauf setzt auch das Bundeswirtschaftsministerium. Bei der offiziellen Einweihung des Offshore-Windparks Meerwind Süd-Ost sagte der Parlamentarische Staatssekretär Uwe Beckmeyer: „Das Kapazitätszuweisungsverfahren ist von zentraler Bedeutung für den weiten Offshore-Windenergieausbau. Ich hoffe, dass es nun nicht zu weiteren Verzögerungen kommt.“ Derzeit sind knapp ein halbes Dutzend Offshore-Windparks in Bau, womit sich die Kapazität nach Zahlen der Netzbetreiber bis Ende 2015 auf rund 3 250 MW erhöht. Damit die Bundesregierung ihr Ausbauziel von 6 500 MW bis Ende dieser Dekade erreicht, ist eine zweite Ausbauwelle notwendig. Der Start dieser neuen Projekte scheint sich durch die EnBW-Klage aber zu verzögern, ohne Netzanschluss werden die Investoren wohl kaum Windturbinen oder Seekabel bestellen.

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November 10, 2014

Ralf Köpke

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EnBW-Klage stoppt vorerst neue Offshore-Netzanschlüsse

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Durch eine Klage des EnBW-Konzerns werden sich die Netzanschluss-Arbeiten für neue Offshore-Windparks wohl verzögern.Die Klage kommt nicht unerwartet: Ende Oktober hatte die Bundesnetzagentur bekannt gegeben, welche Investoren in den nächsten Jahren einen Netzanschluss für ihre Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee erhalten. Bei diesem sogenannten Kapazitätszuweisung verfahren ist die Energie Baden-Württemberg (EnBW) leer ausgegangen. Nur über eine Versteigerung kann der Karlsruher Konzern den unverzichtbaren Netzanschluss für das Projekt „Hohe See“ erhalten. Allerdings muss sich EnBW mit einem höheren Gebot gegen zwei Mitbewerber durchsetzen, die ihre Hochseewindpark auch an die Konverterstation BorWin3 anschließen wollen.

Gegen diesen Beschluss der Bonner Behörde hat EnBW unlängst Klage beim Oberlandesgericht Düsseldorf eingereicht. Um rechtlich auf der sicheren Seite zu sein, hat die Bundesnetzagentur darauf verzichtet, das Gros der eigentlichen unstrittigen Netzanschlusszusagen an die Investoren zu verschicken. Der Offshore-Windbranche droht deshalb eine Verzögerung für die zweite Ausbauphase. Einen Termin für die Eilentscheidung des OLG Düsseldorf konnte ein BNetzA-sprecher gegenüber E&M Powernews nicht nennen: „Wir hoffen auf eine schnelle Entscheidung vor Weihnachten, damit keine Unsicherheit in der Offshore-Windbranche aufkommt.“
Darauf setzt auch das Bundeswirtschaftsministerium. Bei der offiziellen Einweihung des Offshore-Windparks Meerwind Süd-Ost sagte der Parlamentarische Staatssekretär Uwe Beckmeyer: „Das Kapazitätszuweisungsverfahren ist von zentraler Bedeutung für den weiten Offshore-Windenergieausbau. Ich hoffe, dass es nun nicht zu weiteren Verzögerungen kommt.“ Derzeit sind knapp ein halbes Dutzend Offshore-Windparks in Bau, womit sich die Kapazität nach Zahlen der Netzbetreiber bis Ende 2015 auf rund 3 250 MW erhöht. Damit die Bundesregierung ihr Ausbauziel von 6 500 MW bis Ende dieser Dekade erreicht, ist eine zweite Ausbauwelle notwendig. Der Start dieser neuen Projekte scheint sich durch die EnBW-Klage aber zu verzögern, ohne Netzanschluss werden die Investoren wohl kaum Windturbinen oder Seekabel bestellen.

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November 10, 2014

Ralf Köpke

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Bundesregierung plant Ausschreibungen für Effizienz

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Der Nationale Aktionsplan Energieeffizienz geht in die Ressortabstimmung und soll am 3. Dezember vom Bundeskabinett verabschiedet werden. Erstmals sind wettbewerbliche Verfahren für die Vergabe von Fördermitteln im Strombereich vorgesehen. Die Bundesregierung will ab dem kommenden Jahr die Förderung für Effizienzprojekte auch per Ausschreibungsmodell vergeben. Das geht aus dem Entwurf des „Nationalen Aktionsplans Energieeffizienz“ hervor, der jetzt in die Ressortabstimmung geht und am 3. Dezember vom Bundeskabinett beschlossen werden soll. Den Zuschlag für Förderzahlungen sollen in den Ausschreibungen diejenigen Bewerbungen erhalten, die sich mit dem „wirtschaftlichsten Kosten-Nutzenverhältnis“ auszeichnen. Der Entwurf des Aktionsplans liegt E&M Powernews vor. Von 2015 bis 2017 soll in der Pilotphase das per Ausschreibung vergebene Fördervolumen für Effizienzprojekte im Strombereich gesteigert werden: von 15 Mio. Euro im Jahr 2015 über 50 Mio. Euro im Jahr 2016 und 100 Mio. Euro im 2017 auf mindestens je 150 Mio. Euro in den Jahren 2018 bis 2020. „Ziel des Pilotvorhabens […] ist die Senkung des Stromverbrauchs durch die technologie-, akteurs- und sektorübergreifende Förderung von hocheffizienten strombetriebenen Produkten und Prozessen“, heißt es in dem Papier zur Ausrichtung des Programms. Anders als bei herkömmlichen Fördermodellen, bei denen eine einheitlich festgelegte Förderquote zu Ineffizienzen führen könne, motiviere das Ausschreibungsverfahren Energiedienstleister, Stadtwerke, Energiegenossenschaften, Hersteller und andere Akteure, selbst wirtschaftliche Einsparmöglichkeiten im ausgeschriebenen Förderbereich aufzudecken und zu deren Umsetzung anzubieten. Die Förderobergrenze von 150 Mio. Euro pro Jahr ist wohl eingezogen worden, damit das Programm nicht bei der Europäischen Union als Beihilfe notifiziert werden muss. Ab 2018 stellt das Papier nach einer Evaluierung einen möglichen deutlichen Aufwuchs der Finanzmittel in Aussicht. Die deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz (DENEFF) begrüßte das Papier. „Die bekanntgewordenen Pläne der Bundesregierung sind sehr erfreulich für den Energieeffizienzmarkt. Neben der Steuerförderung für Gebäudesanierung würden mit den wettbewerblichen Ausschreibungen, den Ausfallbürgschaften für Contractingprojekte oder dem Pilotprogramm Einsparzähler äußerst vielversprechende neue Wege gegangen“, sagte der geschäftsführende Vorstand Christian Noll: „Es gibt aber auch noch Barrieren, die noch nicht hinreichend konkret adressiert sind. Das betrifft etwa die weiteren Rahmenbedingungen für Energiedienstleistungen aber auch die Themen Verbrauchsabrechnung und Energieausweis.“ Im Bereich Contracting ist ein Ausbau des vorhandenen Bürgschaftsangebot der Bürgschaftsbanken geplant, der für Kreditinstitute zu einer Verminderung des Ausfallrisikos führen soll. So sollen auch kleine und mittelgroße Unternehmen ermuntert werden, Effizienzmaßnahmen als Contracting anzubieten. Bei der Weiterentwicklung der kfW-Effizienzprogramme ist ein neuer Einstiegsstandard (10 Prozent Einsparung) und ein neuer Premium-Standard (30 Prozent Einsparung) vorgesehen.

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Oktober 12, 2014

Timm Krägenow

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Bundesregierung plant Ausschreibungen für Effizienz

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Der Nationale Aktionsplan Energieeffizienz geht in die Ressortabstimmung und soll am 3. Dezember vom Bundeskabinett verabschiedet werden. Erstmals sind wettbewerbliche Verfahren für die Vergabe von Fördermitteln im Strombereich vorgesehen. Die Bundesregierung will ab dem kommenden Jahr die Förderung für Effizienzprojekte auch per Ausschreibungsmodell vergeben. Das geht aus dem Entwurf des „Nationalen Aktionsplans Energieeffizienz“ hervor, der jetzt in die Ressortabstimmung geht und am 3. Dezember vom Bundeskabinett beschlossen werden soll. Den Zuschlag für Förderzahlungen sollen in den Ausschreibungen diejenigen Bewerbungen erhalten, die sich mit dem „wirtschaftlichsten Kosten-Nutzenverhältnis“ auszeichnen. Der Entwurf des Aktionsplans liegt E&M Powernews vor. Von 2015 bis 2017 soll in der Pilotphase das per Ausschreibung vergebene Fördervolumen für Effizienzprojekte im Strombereich gesteigert werden: von 15 Mio. Euro im Jahr 2015 über 50 Mio. Euro im Jahr 2016 und 100 Mio. Euro im 2017 auf mindestens je 150 Mio. Euro in den Jahren 2018 bis 2020. „Ziel des Pilotvorhabens […] ist die Senkung des Stromverbrauchs durch die technologie-, akteurs- und sektorübergreifende Förderung von hocheffizienten strombetriebenen Produkten und Prozessen“, heißt es in dem Papier zur Ausrichtung des Programms. Anders als bei herkömmlichen Fördermodellen, bei denen eine einheitlich festgelegte Förderquote zu Ineffizienzen führen könne, motiviere das Ausschreibungsverfahren Energiedienstleister, Stadtwerke, Energiegenossenschaften, Hersteller und andere Akteure, selbst wirtschaftliche Einsparmöglichkeiten im ausgeschriebenen Förderbereich aufzudecken und zu deren Umsetzung anzubieten. Die Förderobergrenze von 150 Mio. Euro pro Jahr ist wohl eingezogen worden, damit das Programm nicht bei der Europäischen Union als Beihilfe notifiziert werden muss. Ab 2018 stellt das Papier nach einer Evaluierung einen möglichen deutlichen Aufwuchs der Finanzmittel in Aussicht. Die deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz (DENEFF) begrüßte das Papier. „Die bekanntgewordenen Pläne der Bundesregierung sind sehr erfreulich für den Energieeffizienzmarkt. Neben der Steuerförderung für Gebäudesanierung würden mit den wettbewerblichen Ausschreibungen, den Ausfallbürgschaften für Contractingprojekte oder dem Pilotprogramm Einsparzähler äußerst vielversprechende neue Wege gegangen“, sagte der geschäftsführende Vorstand Christian Noll: „Es gibt aber auch noch Barrieren, die noch nicht hinreichend konkret adressiert sind. Das betrifft etwa die weiteren Rahmenbedingungen für Energiedienstleistungen aber auch die Themen Verbrauchsabrechnung und Energieausweis.“ Im Bereich Contracting ist ein Ausbau des vorhandenen Bürgschaftsangebot der Bürgschaftsbanken geplant, der für Kreditinstitute zu einer Verminderung des Ausfallrisikos führen soll. So sollen auch kleine und mittelgroße Unternehmen ermuntert werden, Effizienzmaßnahmen als Contracting anzubieten. Bei der Weiterentwicklung der kfW-Effizienzprogramme ist ein neuer Einstiegsstandard (10 Prozent Einsparung) und ein neuer Premium-Standard (30 Prozent Einsparung) vorgesehen.

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Oktober 12, 2014

Timm Krägenow

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Donnerstag, 20. November 2014

VKU-Bayern wählt neuen Vorsitzenden

Bild: Fotolia.com, Gina Sanders

Die VKU-Landesgruppe in Bayern hat einen neuen Vorsitzenden und diskutiert in Würzburg über ein IT-Sicherheitsgesetz und Speicheroptionen. Josef Hasler, Vorstandschef der N-Ergie AG in Nürnberg, wurde von der bayerischen VKU-Landesgruppe auf deren Versammlung in Würzburg zu ihrem Vorsitzenden gewählt. Der 50-Jährige rückt vom Stellvertreterposten in den Vorsitz, den er von Götz-Ulrich Luttenberger, dem Geschäftsführer der SÜC GmbH in Coburg, übernimmt. Vor dem Hintergrund der energiepolitischen Debatte in Bayern sei es ihm ein wichtiges Anliegen zu verdeutlichen, dass die gut funktionierende Infrastruktur im Freistaat vor allem auf solider Arbeit der verantwortlichen Systembetreiber beruhe, betonte Hasler im Rahmen der zweitägigen Tagung. In dem von Bayerns Wirtschaftsministerin Ilse Aigner begonnenen Energiedialog ist die VKU-Landesgruppe eingebunden. Zur Diskussion steht in Würzburg unter anderem der Referentenentwurf zum IT-Sicherheitsgesetz. In diesem Zusammenhang erklärte der Verband, er begrüße den Ansatz des Bundesinnenministeriums auf Vorschlag der betroffenen Unternehmen und ihrer Verbände IT-Mindestsicherheitsstandards zu entwickeln. Er gab allerdings zu bedenken, Veröffentlichungspflichten, wie sein beispielsweise in der EU-Kostensenkungsrichtlinie für den Breitbandausbau gefordert werden, könnten im Widerspruch zum Schutzgedanken des geplanten IT-Sicherheitsgesetzes stehen. Als vordringlich sieht der Verband allerdings den Erhalt und Umbau der Versorgungsinfrastruktur, wobei die Wärmenetze eine dringend benötigte Speicheroption seien. „Wir können aus unseren Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) bei hohem Strombedarf Wärme speichern für behagliche Temperaturen in den Wohnungen unserer Kunden, wenn zu anderen Zeiten Wind und Sonne die Stromversorgung weitgehend abdecken“, so Hasler. „Damit ist die KWK eine bedeutende Flexibilitätsoption im sich verändernden Energiesystem. Klar müssen wir uns aber auch sein, dass gesicherte Leistung darüber hinaus einen eigenen Wert hat, der finanziell vergütet werden muss.“ Der VKU befürworte daher einen dezentralen Leistungsmarkt, der zum einen Versorgungssicherheit biete und zum anderen mittelfristig auch günstiger sei, als das derzeitige System fortzuführen.

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November 18, 2014

Fritz Wilhelm

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Mittwoch, 19. November 2014

Investoren blicken auf MT-Energie

Bild: Fotolia.com, Stephan Leyk 

Der finanziell angeschlagene Biogasanlagenhersteller MT-Energie GmbH hat seinen Fehlbetrag gesenkt und rückt nun in den Fokus von Investoren. Nachdem das Amtsgericht Tostedt am 8. Oktober ein vorläufiges Insolvenzverfahren über das Vermögen des MT-Energie-Konzerns eröffnet hatte, haben mittlerweile mehr als 20 Investoren ihr Interesse an dem Biogasanlagenbauer signalisiert. Wie das Unternehmen am 11. November mitteilte, hat der vorläufige Hamburger Insolvenzverwalter Dr. Gideon Böhm für die weiteren Verhandlungen und die Suche nach weiteren Investoren das Beratungsunternehmen Ernst & Young eingeschaltet. Erste Verhandlungen seien bereits aufgenommen worden. Bereits seit 2013 hat das Management von MT-Energie Restrukturierungsmaßnahmen eingeleitet, um die finanzielle Schieflage des Unternehmens zu beseitigen. Der Konzernfehlbetrag im ersten Halbjahr 2014 konnte um 13,1 Mio. Euro auf 7,2 Mio. Euro gesenkt werden. Dies sei im Wesentlichen auf die Verringerung des Personalaufwands um 4,1 Mio. Euro sowie Kostensenkungen im Bereich der sonstigen betrieblichen Aufwendungen um 6,3 Mio. Euro zurückzuführen. Durch die EEG-Novelle zum 1. August 2014 habe sich das wirtschaftliche Umfeld für Biogasanlagen in Deutschland jedoch noch einmal deutlicher verschlechtert, als in den Planungen angenommen wurde.

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November 13, 2014

Andreas Kögler

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Dienstag, 18. November 2014

Hamburg behält Stromverteilung in eigener Hand

Bild:E&M powernews

Das Vergabeverfahren um die Konzessionierung des Hamburger Stromverteilnetzes ist abgeschlossen. Auch künftig wird die Stromnetz Hamburg GmbH das Verteilnetz in der Elbmetropole betreiben.Der Betrieb des Hamburger Stromnetzes bleibt städtisch. Senat und der bisherige Netzbetreiber Stromnetz Hamburg GmbH haben am 12. November einen Konzessionsvertrag mit einer Laufzeit von 20 Jahren unterzeichnet. Damit ist das erste Drittel der Rekommunalisierung der Hamburger Energienetze abgeschlossen. Am 22. September vergangenen Jahres hatte sich die Hamburger Bevölkerung im Rahmen eines Volksentscheids für den Rückkauf der Strom-, Gas- und Fernwärmenetze und deren Betrieb in städtischer Hand entschieden. Mit dem Konzessionsvertrag wurde nun zwischen Stadt und städtischem Netzbetreiber auch eine Kooperationsvereinbarung unterzeichnet. Ziel der Kooperation ist die Umsetzung einer sicheren, preisgünstigen, verbraucherfreundlichen, effizienten und umweltgerechten Energieversorgung. Dafür wird die Stromnetz Hamburg GmbH bis 2024 rund 2 Mrd. Euro in den Ausbau und die Modernisierung des Stromverteilnetzes investieren.

Die Stromnetzkonzession in Hamburg war im Dezember 2012 europaweit ausgeschrieben worden. Dabei hatten zunächst sechs Unternehmen ihr Interesse bekundet, fünf von ihnen waren im weiteren Verlauf des Verfahrens aber aus der Konzessionsbewerbung wieder ausgestiegen. Übrig blieb letztlich die Stromnetz Hamburg GmbH, mit der die zuständige Behörde für Stadtentwicklung und Umwelt das neue Vertragswerk letztlich allein aushandeln konnte.
Der Hamburger Senat hatte nach dem Volksentscheid seine bisherige Beteiligung von 25,1 % an der Stromverteilnetzgesellschaft aufgestockt und Mitte Januar die restlichen 74,9 % der Anteile von Vattenfall Europe erworben. Für die vollständige Umsetzung des Volksentscheids muss die Stadt nun auch die Gas- und Fernwärmenetze kaufen und den Betrieb ihren eigenen Betreibergesellschaften konzessionieren. Für das Gasnetz rechnet Umweltsenatorin Jutta Blankau noch in diesem Jahr mit einer Lösung. Derzeit laufen die Verhandlungen mit dem Hansewerk, der früheren Eon Hanse, über den Rückkauf des Gasnetzes noch. Für das Fernwärmenetz hat die Stadt Hamburg mit Vattenfall bereits eine Rückkaufsoption für 2019 vereinbart.

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November 12, 2014

Kai Eckert

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Montag, 17. November 2014

Absatzchancen in Österreich



Bild: Fotolia.com, YuI
Mit dem grenzüberschreitenden Handel von Strom und Gas bekommen Energieanbieter nicht nur neue Absatzchancen, sondern können auch einen Beitrag zu einer effizienten Versorgungssicherheit leisten.Bislang sind Deutschland und Österreich bereits ober eine einheitliche Preiszone eng verbunden, es gibt aber nur sehr wenige deutsche Unternehmen, die im Nachbarland Strom und Gas anbieten. Dabei seien die Perspektiven dort recht gut, weil zuletzt die Bereitschaft zu einem Anbieterwechsel in der Alpenrepublik gestiegen sind. Das ist das Ergebnis eines Workshops des Bundesverbandes neue Energiewirtschaft (bne) und des österreichischen Regulierungsbehörde E-Control am 13. November in Berlin. Auf der Veranstaltung informierten sich rund 80 Teilnehmer über die Rahmenbedingungen auf dem Strom- und Gasmarkt Österreichs.
Martin Graf, Vorstand der E-Control, würde neue internationale Anbieter auf dem österreichischen Markt begrüßen und sieht im Umkehrschluss auch für österreichische Lieferanten Chancen in Deutschland. „Hier gibt es sowohl für österreichische als auch für deutsche Unternehmen viele Chancen. Je mehr Auswahl die Kunden haben, umso besser“, sagte Graf. Um den Einstieg internationaler Lieferanten, aber auch die Neugründung von Unternehmen für den österreichischen Markt zu erleichtern, hat die Regulierungsbehörde drei neue Handbücher erarbeitet. Sie stellen die dortigen Regelungen transparent dar und bereitet Energielieferanten auf die geltenden Zulassungsprozesse vor. „Damit ist sichergestellt, dass Versorger gewisse Standards einhalten, was gerade auch im Hinblick auf den Verbraucherschutz unerlässlich ist“, unterstrich Graf.
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November 13, 2014
Kai Eckert
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Donnerstag, 13. November 2014

Statistik: Höhe der EEG-Umlage für Haushaltsstromkunden in Deutsch

Statistik: höhe der eeg-umlage für haushaltsstromkunden in deutschland in den jahren 2003 bis 2015 (in euro-cent pro kilowattstunde) | statista

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Offshore-Windpark Meerwind offiziell eingeweiht

Bild: Fotolia.com, zentilia

Mit dem Projekt Meerwind Süd-Ost ist ein weiterer Offshore-Windpark in der Nordsee offiziell in Betrieb gegangen. Bis Ende dieses Jahres sollen alle 80 Siemens-Windturbinen der 3,6-MW-Klasse am Netz sein, derzeit sind es gut die Hälfte. Die Zuschaltung der Propeller erfolgt sukzessive seit September.Meerwind ist ein gemeinsames Vorhaben des US-Investor Blackstone (Anteil: 80 %) und der Berliner Windland Energieerzeugungs GmbH (Anteil: 20 %). Die Investitionskosten für den 288-MW-Windpark belaufen sich nach Angaben der beiden Gesellschafter auf rund 1,2 Mrd. Euro. Für das Private Equity-Unternehmen aus New York ist es das erste Offshore-Windprojekt überhaupt. Dabei soll es aber nicht bleiben. „Wir sind derzeit in intensiven Verhandlungen, weitere Projektrechte in Deutschland zu erwerben“, ließ Sean Klimczak, Senior Managing Director bei Blackstone, bei der offiziellen Einweihungsfeier am 10. November durchblicken. Im Sommer 2012 hatte Backstone die Projekte für das Vorhaben Nördlicher Grund übernommen. Da dieser Hochseewindpark aber erst 2024 mit einem Netzanschluss rechnen kann, suchen die US-Amerikaner bereits seit längerem nach einem zusätzlichen Projekt. „Hier in Deutschland stimmen für uns die Rahmenbedingungen“, betonte Klimczak bei der Eröffnungsfeier in Bremerhaven, „die US-Regierung kann auf alle Fälle viel von Deutschland beim Ausbau der Offshore-Windenergie lernen.“

Nach dem ursprünglichen Zeitplan sollten die 80 Meerwind-Mühlen bereits seit knapp zwei Jahren Strom produzieren. Allerdings gab es wie bei vielen anderen Nordsee-Projekten Verzögerungen bei dem Netzanschluss. Auch als Meerwind Anfang April dieses Jahres alle 80 Riesenpropeller errichtet hatte, fehlte der Netzanschluss von TenneT. Keine Angaben für die nach dem Energiewirtschaftsgesetz zu zahlenden Kompensationszahlungen machte Jens Assheuer, Geschäftsführer von WindMW GmbH, der gemeinsamen Projektgesellschaft von Blackstone und Windland. Wesentlich zufriedener zeigte sich Assheuer mit der überschaubaren Bauzeit von 18 Monate für die Hochseewindfarm: „Damit haben wir schon ziemlich das Optimum herausgeholt.“
Um beim nächsten Offshore-Vorhaben Kosten zu senken, setzt Blackstone-Manager Klimczak vor allem auf den Einsatz leistungsstärkerer Windturbinen mit einem größeren Rotordurchmesser: „Die Kosten für die Errichterschiffe, die Seekabel oder die Installationsarbeiten selbst werden nicht im großen Maße sinken. Die spezifischen Kosten lassen sich nur mit einem höheren Windertrag reduzieren, was nur mit dem Einsatz größerer Windturbinen möglich ist.“ Klimczak deutete an, dass Blackstone für sein nächstes deutsches Offshore-Windprojekt mit der Bestellung von Windturbinen der 6-MW-Windturbinen liebäugelt.

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November 10, 2014

Ralf Köpke

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Zeitplan für Thüringer Strombrücke bekräftigt

Bild: Peter Holz

Bayerns Wirtschaftsstaatssekretär Franz Josef Pschierer hat Bedenken zerstreut, nach denen die sogenannte Thüringer Strombrücke nicht rechtzeitig festgestellt wird und Bayern nach der Abschaltung des KKW Grafenrheinfeld einen Versorgungsengpass befürchten muss. Die Thüringer Stromleitung, eine 190 km lange Trasse zwischen Lauchstädt (Sachsen-Anhalt) und Redwitz (Landkreis Lichtenfels/Bayern), wird nach Einschätzung des bayerischen Staatssekretärs Pschierer schon Ende 2015 in Betrieb gehen. Bereits in Kürze erwarte er den Planfeststellungsbeschluss der Regierung, sagte Pschierer laut Agenturmeldungen am 5. November auf einer Veranstaltung in Nürnberg. Die Trasse soll nach dem Abschalten des Atomkraftwerks Grafenrheinfeld Strom von Sachsen-Anhalt nach Nordbayern liefern. Ohne die Trasse würden vom Jahr 2015 an Versorgungsprobleme im Norden Bayerns drohen, hatte der Netzbetreiber 50Hertz mehrfach betont. Bei den übrigen beiden Stromtrassen − dem Süd-Link und der Ost-Süd-Trasse − rechnet Pschierer dagegen mit Verzögerungen. Er halte es für einen „sehr ambitionierten Zeitplan“, beide Trassen bis 2020 fertigzustellen. Der CSU-Politiker könne sich nicht vorstellen, dass das zu schaffen sei, wenn er etwa an die Widerstände beim Bau von Fernstraßen und Autobahnen denke.

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November 05, 2014

Andreas Kögler

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Mittwoch, 12. November 2014

Auch Mainova senkt Strompreise

Bild: Fotolia.com, Rynio Productions 

Die Frankfurter Mainova AG senkt vom 1. Januar 2015 an den Arbeitspreis in den unterschiedlichen Stromtarifen zwischen 1,7 und 4,4 %, teilte das Unternehmen am 3. November mit. Zuvor hatten bereits Energieversorgungsunternehmen wie EnBW, enviaM und GGEW bekannt gegeben, die Strompreise zu reduzieren. Nun senkt auch der Frankfurter Versorger seine Preise ebenfalls moderat. Nach eigenen Angaben ist die Preissenkung möglich, weil interne Prozesse weiter optimiert und die Beschaffungskosten gesenkt werden konnten. Die unterschiedlichen Preisänderungen in den jeweiligen Tarifen sind laut Mainova in differenzierten Beschaffungsstrategien begründet. Der Arbeitspreis in der Grundversorgung (Tarif Classic) sinkt beispielsweise von 29,14 auf 28,64 Ct/kWh (-1,7 %). In den anderen Tarifen senkt das Unternehmen seine Arbeitspreise um bis zu 4,4 %. Zudem kündigte Mainova an, dass die Preise für Gas und Wasser stabil bleiben. Auch in diesen beiden Bereichen habe Mainova die gestiegene Netznutzungsentgelte durch Beschaffungsvorteile ausgleichen können.

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November 03, 2014

Heidi Roider

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Dienstag, 11. November 2014

Gewerkschaft will Sicherheit für Kohleverstromung

 

Bild: Photocase.com, Markus Imorde 

Unter dem Motto "Nicht an unsere Kohle" fordert die Gewerkschaft IG BCE im Rahmen der Energiewende mehr Rücksicht auf die Kohlebranche. Auf einer Kundegebung in Leverkusen sprach sich Gewerkschaftschef Michael Vassiliadis am 3. November für eine "Energiewende ohne Arbeitsplatzrisiko und Preistreiberei" aus. Die Rede wurde laut Agenturberichten auch auf Revierkonferenzen in Cottbus und Böhlen übertragen. "Wir stehen am Beginn einer neuen Auseinandersetzung um die Zukunft unserer Branchen", sagte Vassiliadis. Zwar müssten die erneuerbaren Energien wettbewerbsfähig gemacht werden, doch gleichzeitig müsse für Stabilität und Sicherheit bei Investitionen in Tagebaue und Kraftwerke gesorgt werden.

In Böhlen (Landkreis Leipzig) beteiligten sich nach Angaben der IG BCE rund 120 Beschäftigte des Energiekonzerns Mibrag und des Kraftwerkes Lippendorf an der Kundgebung. Zudem sei am 4. November eine weitere große Revierkonferenz in Elsteraue (Sachsen-Anhalt) geplant, zu der 1 000 Mibrag-Mitarbeiter erwartet würden.

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November 03, 2014

Andreas Kögler

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Sonntag, 9. November 2014

EnBW senkt Strompreise - und steht nicht alleine da

 

Bild: Fotolia.com, Stefan Redel  

EnBW, Envia, GGEW und eine Reihe von Stadtwerken profilieren sich bei ihren Kunden mit guten Nachrichten zum Strompreis. Die Senkungen fallen aber überschaubar aus. Die EnBW senkt die Strompreise für die meisten Haushaltskunden leicht – und steht damit nicht alleine da. Eine Reihe von Stromversorgern haben in den vergangenen Tagen angekündigt, ihre Preis zu reduzieren. Wirklich substanziell werden die meisten privaten Stromkunden die niedrigeren Tarife nicht im eigenen Portemonnaie merken. Doch die jeweiligen Versorger profilieren sich nach vielen Jahren der schlechten Botschaften und unumgänglichen Preiserhöhungen endlich mal wieder bei ihren Kunden mit positiven Nachrichten.

EnBW kündigte am 30. Oktober an, dass die Stromrechnung für einem typischen 3-Personen-Haushalt in der klassischen Grundversorgung im kommenden Jahr um rund 13 Euro im Jahr sinken wird, was einer prozentualen Senkung um 1,4 % entspreche. Der Preis der kWh fällt von 28,42 auf 27,98 Cent. In anderen Tarifen liege die Größenordnung prozentual ähnlich. Ausschlaggebend für die Senkung seien die niedrigeren Großhandelspreise für Strom. „Ohne diesen Effekt hätten sich die Vorzeichen umgekehrt“, sagte EnBW-Vertriebsleiter Bastian Bossert: „Der leichten Senkung der staatlichen Abgaben und Umlagen stehen nämlich deutliche Steigerungen bei den regulierten Netzentgelten gegenüber.“
Ebenfalls Preissenkungen hatten in den vergangenen Tagen und Wochen die enviaM, der hessische Versorger GGEW, die Darmstädter Entega, die Stadtwerke Landshut, die Stadtwerke Rees und die Celler SVO angekündigt.
Bei enviaM sinkt der Strompreis in der Grundversorgung zum 1. Januar 2015 von 30,23 auf 28,80 Ct/kWh brutto. Gleichzeitig steigt allerdings der Grundpreis zum 1. Januar 2015 von 80,00 auf 96,39 Euro brutto. Unterm Strich wird ein Privatkunde mit 2 000 kWh Jahresverbrauch nach Angaben des Unternehmens 10,23 Euro pro Jahr einsparen. Die GGEW im hessischen Bensheim hatte am 15. Oktober angekündigt, den Strompreis je kWh um 0,6 Cent zu senken. „Das Versprechen der GGEW AG ist, dass wir wie bisher auch in Zukunft alle staatlichen Umlagen, Steuern und Abgaben an unsere Kunden weitergeben, wenn diese sinken“, sagte Vertriebschef Rainer Babylon.
Die Entega in Darmstadt gab am 16. Oktober bekannt, dass zum Jahresbeginn die Strompreise für alle Privat- und Gewerbekunden um bis zu 5 % gesenkt werden. „Die Strompreise sind in den vergangenen Monaten deutlich gefallen. Von unseren niedrigeren Einkaufskosten sollen unsere Kunden profitieren“, erklärte die HSE-Vorstandsvorsitzende Marie-Luise Wolff-Hertwig.

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November 05, 2014

Timm Krägenow

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Freitag, 7. November 2014

Brüssel winkt Infrastruktur-Finanzhilfen durch



Bild: Fotolia.com, kreatik 


Die EU hat 647 Mio. Euro Finanzhilfen für 34 Energieprojekte von gesamteuropäischer Bedeutung genehmigt. Der größte Teil der Mittel kommt Vorhaben in Osteuropa zugute. Gefördert werden 16 Projekte in der Gas- und 18 in der Elektrizitätswirtschaft. Mit dem überwiegenden Teil der Finanzhilfen werden Studien finanziert, um die technische und wirtschaftliche Machbarkeit abzusichern. Den größten Betrag, 295 Mio. Euro, stellt die EU für den Bau einer Gas-Pipeline zwischen Polen und Litauen bereit, 32 Mio. Euro für den Aufbau eines „Smart Grid“ in Irland und Großbritannien und 28 Mio. Euro für eine Kapazitätsausweitung der litauischen Ferngasleitungen. Einen Baukostenzuschuss für den Ausbau wichtiger Gaspipelines erhalten auch Lettland (55 Mio. Euro) und Großbritannien (34 Mio. Euro). Die stärkere Vernetzung der nationalen Energiemärkte sei wichtig, um die gegenwärtige „geopolitische Krise“ zu bewältigen und trage entscheidend zum Entstehen eines „integrierten Energiemarktes“ bei, sagte Energiekommissar Günther Oettinger. Mehrere geförderte Projekte haben eine zentrale Bedeutung für die Strategie zur Versorgungssicherheit, die die Kommission im Mai vorgelegt hatte. Insgesamt stehen im Rahmen des Programms „Connecting Europe“ der Kommission 5,85 Mrd. Euro für den Ausbau der Energieinfrastruktur zur Verfügung.

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Oktober 29, 2014

Tom Weingärtner

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Donnerstag, 6. November 2014

Strom-Netzentgelte sollen auf den Prüfstand

Bild: Peter Holz 

Das Bundeswirtschaftsministerium hat angekündigt, die Strom-Netzentgelte zu überprüfen. Für Verbraucher und Unternehmen soll die Energiewende nicht noch teurer werden. „Wir werden das System der Netzentgelte überprüfen“, sagte Uwe Beckmeyer (SPD), Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium, nach Agenturberichten am 29. Oktober auf einer Konferenz zur Energiewende in Neustrelitz (Kreis Mecklenburgische Seenplatte). In einigen Regionen würden die Netzentgelte bis zu einem Viertel des Strompreises ausmachen. „Da müssen wir was tun“, sagte Beckmeyer weiter. Detailinformationen nannte er aber nicht. Einige ostdeutsche Bundesländer fordern bereits seit einigen Monaten eine deutschlandweit gerechtere Verteilung der Kosten für den Ausbau der Stromnetze.

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Oktober 30, 2014

Heidi Roider

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RWE mit Supraleitung zufrieden

Bild: Peter Holz 

Der Essener RWE-Konzern und seine Projektpartner haben ein positives Zwischenfazit beim Supraleiterprojekt AmpaCity gezogen.


Am 30. April haben RWE, der Kabelhersteller Nexans und das Karlsruher
Institut für Technologie (KIT) das weltweit längste
Supraleiterkabel in Essen in Betrieb genommen. Das 10 000-Volt-kabel
ersetzt dabei eine herkömmliche 110 000-Volt-Leitung und besteht aus
einer besonderen Keramik. Der Supraleiter transportiert fünfmal so viel
Strom wie ein herkömmliches
Kupferkabel und das nahezu verlustfrei. Seit der Inbetriebnahme hat RWE
über das 1 km lange Kabel rund 20 Mio. kWh geliefert,
was dem Anschluss von etwa 10 000 Essener Haushalten entspricht. Nach 180 Tagen Betrieb haben die Projektpartner nun ein erstes Fazit gezogen. "Der Betrieb verläuft bisher reibungslos. Wir
haben wertvolle technologische Erkenntnisse gesammelt, die uns dabei geholfen haben, das Gesamtsystem des Supraleiters weiter
zu optimieren", sagte Dr. Joachim Schneider, Technikvorstand der RWE Deutschland.

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Oktober 28, 2014

Andreas Kögler

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Dienstag, 4. November 2014

Grünbuch-Entwurf für Strommarktdesign liegt vor

Bild: Fotolia.com, Tom-Hanisch

Das Diskussionspapier des Bundeswirtschaftsministerium beschreibt die bevorstehende Grundsatzentscheidung. Eine Empfehlung
für oder gegen einen Kapazitätsmarkt lässt das Papier nicht erkennen.


Das Bundeswirtschaftsministerium hat einen ersten Entwurf des Grünbuchs
für das künftige Design des Strommarkts fertiggestellt.
Der Entwurf mit dem Titel „Ein Strommarkt für die Energiewende“ trägt
das Datum 23. Oktober 2014 und liegt der Redaktion vor.
Kapitel 9.1 trägt die Überschrift „Eine politische Grundsatzentscheidung
ist nötig“ und beschreibt die grundsätzliche Weichenstellung,
vor der die deutsche Energiepolitik steht: „Zur Diskussion steht, ob ein
optimierter Strommarkt erwarten lässt, dass ausreichen
Kapazitäten für eine sichere Versorgung vorgehalten werden, oder ob
zusätzlich ein Kapazitätsmarkt erforderlich ist.“ Im Kern
gehe es bei der Debatte um die Frage, ob ein optimierter Strommarkt
erwarten lasse, dass Investitionen in selten genutzte,
aber dennoch erforderliche Kapazitäten getätigt werden: „Dies wird nur
dann der Fall sein, wenn Knappheitspreise unverfälscht
bei den Marktteilnehmern ankommen und die Investoren darauf vertrauen,
dass die Politik beim Auftreten von Knappheitspreisen
nicht interveniert. Den Anbietern von Kapazitäten muss erlaubt sein, in
Knappheitssituationen mit Preisen über ihren Grenzkosten
am Strommarkt zu bieten.“ Wenn die Anbieter befürchten müssten, dass die
Politik Preisobergrenzen einführe und damit Investitionen
im Nachhinein teilweise entwerte, würden kapitalintensive Investitionen
ausbleiben. Auf jeden Fall sieht das Papier für diese
Option, das Setzen auf den Energiemarkt 2.0, die Einrichtung einer
Reserve für Engpässe vor. Wenn Gesellschaft und Politik zu einer
derartigen Weiterentwicklung des Strommarktes mit Knappheitspreisen
nicht bereit seien,
bedürfe es eines Kapazitätsmarktes. Allerdings bergen laut dem Papier
auch Kapazitätsmärkte Herausforderungen, Nachteile und
Risiken, derer sich Gesellschaft und Politik bewusst sein müssten: „Der
Staat verändert das Strommarktdesign und greift regulatorisch
in den Wettbewerb ein. Die Kosten des Kapazitätsmarktes müssen auf die
Verbraucher umgelegt werden.“ Zudem führt das Papier
die möglichen Varianten für einen Kapazitätsmarkt auf. Eine
Vorentscheidung für eine der beiden Varianten lässt das Grünbuch
nicht erkennen.

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Oktober 28, 2014

Timm Krägenow

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Sonntag, 2. November 2014

Systemdienstleistungen mit Solarstrom




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Die SMA Solar Technology AG (SMA) will mit Partnern erforschen, in welcher Form Photovoltaiksysteme zukünftig Regelleistung für die Stabilität der Stromnetze bereitstellen können.
Im Rahmen des Projekts „PV-Regel“ sollen geeignete technische Lösungen für private Kleinanlagen bis hin zu großen Solarkraftwerken entwickelt und die Machbarkeit in einem Feldtest nachgewiesen werden, teilte SMA am 21. Oktober mit. Der Wechselrichterhersteller ist Koordinator des bis Juli 2017 laufenden Projektes mit einem Budget von rund 3 Mio. Euro. Darüber hinaus sind das Institut für Hochspannungstechnik und elektrische Energieanlagen (elenia) der Technischen Universität Braunschweig sowie die Gewi AG an dem Vorhaben beteiligt. Die Dienstleistungstochter der Getec Energie AG konzentriert sich auf die Direktstromvermarktung. Als assoziierte Partner begleiten die vier Übertragungsnetzbetreiber Amprion, TenneT, TransnetBW und 50Hertz die Forschungsarbeiten.

Die Partner des Verbundprojekts wollen, insbesondere auch vor internationalem Hintergrund, die Grundlagen für die Regelleistungserbringung durch die Photovoltaik erforschen und zukünftige, volkswirtschaftlich optimale Anforderungsprofile für den Beitrag der Photovoltaik zur Regelleistung erarbeiten, heißt es aus dem hessischen Niestetal. „Schon heute beteiligen sich Photovoltaikanlagen umfassend am Netzmanagement. Für die Zukunft besteht hier noch erhebliches zusätzliches Potenzial“, sagte SMA-Vorstand Roland Grebe zum Projektstart. Ziel ist, innovative Konzepte für Photovoltaik-Kraftwerke zur Regelleistungserbringung zu entwickeln sowie einen großen Batterie-Wechselrichter der Megawatt-Klasse zu erproben. Im Bereich der Kleinanlagen ist geplant, praxistaugliche Systemlösungen für die Regelleistungserbringung mit hunderten, dezentral verteilten und gepoolten Photovoltaikanlagen zu schaffen.

Neben dem Verbundprojekt „PV-Regel“ forscht SMA gemeinsam mit Partnern an Solarstromanlagen zur Spannungshaltung, zum Blindleistungsmanagement und zur Netzstabilität. Darüber hinaus will das Unternehmen die Rolle der Photovoltaik beim Netzwiederaufbau, die Speichereinbindung und intelligente Energiemanagementlösungen untersuchen.
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Oktober 22, 2014
Michael Pecka
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Gasversorger müssen umschalten



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Gasunie Deutschland ist der erste Fernleitungsnetzbetreiber hierzulande, der schon ab 2015 sicherstellen muss, dass Kommunen die bisher mit L-Gas versorgt werden, künftig mit dem energiereicheren H-Gas beliefert werden können.
„Intensiv beschäftigt“ sei die Gasbranche derzeit mit der so genannten Marktraumumstellung, sagte bei der Gasfachlichen Aussprachetagung (gat) Ende September in Karlsruhe DVGW-Vizepräsident Michael Riechel. Das gilt für Fernleitungsnetzbetreiber genauso wie für lokale Verteilnetzbetreiber.

Hinter dem sperrigen Begriff Marktraumumstellung verbirgt sich das schon Ende 2015 beginnende schrittweise Umschalten der Gasversorgung von L-Gas auf das energiereichere H-Gas vor allem in weiten Teilen Nordrhein-Westfalens und Niedersachsens. Der Grund dafür ist, dass die L-Gas-Förderung in Deutschland und in den Niederlanden zurückgeht und damit absehbar ist, dass das noch förderbare L-Gas nicht mehr für alle bisher damit versorgten Verbraucher ausreicht.

Stammten zuletzt noch etwa 26 Prozent, also gut ein Viertel des in Deutschland verbrauchten Erdgases aus L-Gas-Feldern vor allem in den Niederlanden und in Niedersachsen, erwartet die Branche für 2030 allenfalls noch einen L-Gas-Anteil von fünf Prozent aus deutscher Produktion.

Der niederländische Produzent NAM hat zudem angekündigt, die Exporte nach Deutschland ab 2020 um jährlich zehn Prozent zu reduzieren. Ein Grund dafür ist, dass die Förderung der letzten Jahre Erdbeben ausgelöst hat.

Ab 2029 steht nach aktuellen Erkenntnissen in Deutschland kein L-Gas mehr aus dem Nachbarland zur Verfügung. Auch die deutsche Produktion ist seit Jahren rückläufig. Man könnte zwar energiereicheres H-Gas durch Zugabe von Stickstoff zu L-Gas verschneiden und dieses dann verteilen, doch das gilt als zu teuer und als keine nachhaltige Alternative. Also bleibt der Branche kein anderer Weg als die Marktrauumstellung.

Aufgabe der Fernleitungsnetzbetreiber dabei ist, ihre Infrastruktur darauf auszurichten, dass künftig genug H-Gas in bisherige L-Gas-Gebiete geliefert werden kann. „Wir koordinieren, wann und wo das H-Gas in den umgestellten Netzgebieten zur Verfügung steht und haben dazu mit den Verteilnetzbetreibern Umstellungsfahrpläne vereinbart oder werden diese noch zeitgerecht abschließen“, sagt Michael Kleemiß, Manager Marketing bei Gasunie Deutschland.

L-Gasnetz wird kleiner − H-Gasnetz wächst



Das Unternehmen kann nach der Umstellung die dann ehemaligen L-Gas-Pipelines für den H-Gas-Transport nutzen. Nur für wenige Leitungsstränge, über die versiegende deutsche Gasfelder an die Versorgung angebunden waren, ist die weitere Verwendung zu prüfen. Dabei sei zu beachten, dass mit H-Gas bei gleicher Volumen-Menge etwa 10 Prozent mehr Energie transportiert werden könne als mit L-Gas, so Kleemiß.

Gasunie Deutschland betreibt im Nordwesten der Republik ein L-Gas- und ein H-Gasnetz. Die Marktraumstellung wird dazu führen, dass das L-Gasnetz des Unternehmens kleiner wird und das H-Gasnetz entsprechend wächst.
Der Fernleitungsnetzbetreiber muss für die Marktraumumstellung aber auch die Einspeisemöglichkeiten anpassen. „Unsere Ausbaunotwendigkeiten im Rahmen des Umstellungsprozesses konzentrieren sich darauf, künftig dem bisherigen L-Gas-Markt H-Gas zuzuführen“, so Kleemiß.

Eine Veränderung im Gasunie-Netz ist bereits abgeschlossen. Anfang Oktober nahm der Netzbetreiber seine neue Verdichterstation im niedersächsischen Embsen bei Achim in Betrieb. Das Unternehmen investierte dafür rund 95 Mio. Euro.
Die Station verstärkt das Transportnetz in Richtung Hamburg, Schleswig-Holstein und Skandinavien. Sie verbindet diese Märkte mit Erdgasimportströmen aus Russland, Norwegen und aus den Niederlanden, die in Greifswald, Emden/Dornum und Oude Statenzijl/Bunde ankommen. Zwei mit Gasturbinen (je 23 MW) betriebene Kompressoren sorgen für einen maximalen stündlichen Gasdurchsatz von 1,16 Mio. m3. „Die Station in Embsen hat auch die Aufgabe, genügend H-Gas in Richtung Wolfsburg zu transportieren, wo es L-Gas ersetzen soll“, sagt Manager Kleemiß.

Zunehmende Dynamik bei Umstellvorbereitung



„Wir stehen zwar noch relativ weit am Anfang der Marktraumumstellungen, doch die Dynamik hat in den letzten Wochen deutlich zugenommen“, so der Manager. Die erste über das Gasunie-Netz versorgte Region, in der die Marktraumumstellung bereits 2015/16 in einem Pilotprojekt umgesetzt wird, ist der Raum Walsrode-Fallingbostel. Auf lokaler Ebene betrifft das die Netze der Stadtwerke Schneverdingen-Neuenkirchen, der Stadtwerke Böhmetal, die Avacon AG sowie zwei Industrieparks. Die nächsten Umstellungen sollen dann 2017 in Achim, Nienburg, Neustadt, im Teutoburger-Wald, in Hüthum und in Bremen-Delmenhorst folgen.

Die Verteilnetzbetreiber sind dafür zuständig, dass sämtliche Geräte und Anlagen in ihrem Netzgebiet auf die Brennstoffveränderung eingestellt werden. Nach Schätzungen der Branche müssen zwischen 2016 und 2030 bei 4,3 Millionen Gaskunden etwa 5,6 Millionen Gasgeräte, also Heizungen, Herde, Industriebrenner und gewerbliche Backöfen auf eine andere Gasqualität angepasst werden. Dafür genügt meist ein Austausch der Gaszuführungsdüse.

Die Umstellung soll laut Netzentwicklungsplan Gas 2015 langsam und schrittweise beginnen, ab 2020 sollen pro Jahr bis zu 450 000 Geräte angepasst werden.
Die Kosten der Marktraumumstellung, von der Bundesnetzagentur jüngst auf knapp 1,7 Mrd. Euro beziffert, werden innerhalb der beiden deutschen Markgebiete Gaspool und NetConnect Germany auf alle Netznutzer umgelegt.

Den Knackpunkt der ganzen Umstellaktion sieht Kleemiß indes nicht bei den Netzbetreibern, sondern eher bei der Anzahl der verfügbaren Dienstleistern für die Geräteanpassung. Er hält es für nicht ganz einfach, genügend spezialisierte Monteure dafür zu finden. Was nicht verwundert. Denn die letzte großflächige Umstellaktion in Deutschland lief beim Wechsel von Stadtgas zu Erdgas in den neuen Bundesländern nach der Wende. Und viele der damals eingesetzten Fachmonteure sind inzwischen im Ruhestand.

„Das Thema Marktraumumstellung kann nur gelingen, wenn die Branche – Stadtwerke, Verteilnetz- und Fernleitungsnetzbetreiber − eng kooperieren. Trotz der vielfältigen Herausforderungen, die sich bereits aus der Umsetzung der Energiewende ergeben, habe ich bislang eine sehr konstruktive Zusammenarbeit feststellen können“, zeigt sich der Gasunie Manager zuversichtlich im Hinblick auf das anlaufende Großprojekt.

Der vorstehende Beitrag zum Thema Gasversorger wurde bereitgestellt von:
Energie & Management
Oktober 27, 2014
Peter Focht
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Samstag, 1. November 2014

Hinkley Point in der Kritik

Die Stadtwerke Schwäbisch Hall erwägen Klage vor dem Europäischen Gerichtshof gegen die für das geplante britische Kernkraftwerk vorgesehenen Strompreisgarantien.
Am 15. Oktober versandten Hermann-Josef Pelgrim und Johannes van Bergen, der erstere Oberbürgermeister von Schwäbisch Hall und Aufsichtsratsvorsitzender der Stadtwerke Schwäbisch Hall, der andere Sprecher der Geschäftsführung der Stadtwerke, einen Brief an ihren Genossen Sigmar Gabriel, dem Bundesminister für Wirtschaft und Energie.„Trotz einer Fülle von Regulierungen in der deutschen Energiewirtschaft, wie zum Beispiel in den Netzbereichen als auch bei den erneuerbaren Energien sowie im Bereich der Erzeugung, sind das Bundeskartellamt und auch die Bundesregierung bemüht, ein Mindestmaß an Wettbewerbsspielraum für die Energieversorgungsunternehmen in Deutschland zu erhalten“, heißt es in dem Schreiben, das der Redaktion vorliegt. Dann wird der Ton schärfer: „Umso mehr hat uns erschüttert, dass offensichtlich das EU-Mitglied Großbritannien neue Kernkraftwerke errichten will und für die Investoren …. eine Preisgarantie von 92,50 Pfund (109,23 Euro) je MWh für die Dauer von 35 Jahren erhalten sollen, und zwar zuzüglich des Inflationsausgleiches.“
 

Der Erzeugermarkt würde durch den hoch subventionierten Atomstrom geschädigt

Die Briefschreiber bemängeln, dass das Vorhaben in Brüssel quasi durchgewunken wurde, und wundern sich: „Erstaunlicherweise haben wir von der Bundesregierung in Sachen Hinkley Point kaum öffentliche Äußerungen gehört, die dieses Vorhaben aufs strengste zurückweisen würden.“
Pelgrim und van Bergen schreiben: „Diese Entscheidung fördert nicht nur einen gravierenden Kartellverstoß, sondern verzerrt den Wettbewerb in Mitteleuropa ganz gravierend, weil dieses Erzeugerkonsortium in Großbritannien in der Lage wäre, grundsätzlich alle Strompreise, die sich an den Börsen bilden, aufgrund der Garantievergütung durch den britischen Staat zu unterbieten.“
Der Erzeugermarkt würde durch den hoch subventionierten Atomstrom geschädigt, schreiben die Schwäbisch Haller, und sie „erwägen eine Klage vor dem Europäischen Gerichtshof, falls die Bundesrepublik Deutschland nicht in der Lage ist, diesen Kartellverstoß abzuwenden“.
Man könne doch nicht auf der einen Seite die Stadtwerke animieren, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen zu bauen, dann die entsprechenden Kapazitätsmärkte für sie verweigern und damit die gewünschten Investitionen zu entwerten, und dann noch „derartig ungeheuerliche Subventionen stillschweigend hinnehmen“.
In dem Schreiben an Gabriel heißt es: „Wir fordern sie nachdrücklich auf, zu dieser Sache öffentlich und höchst kritisch Stellung zu nehmen und bitten eindringlich, sich der Republik Österreich anzuschließen, die eine Nichtigkeitsklage gegen die noch zu veröffentlichende endgültige Beihilfeentscheidung der Kommission beim Europäischen Gericht einreichen wird.“
Der vorstehende Beitrag zum Thema Hinkley Point in der Kritik wurde bereitgestellt von:
Energie & Management
Oktober 27, 2014
Helmut Sendner
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