Samstag, 31. Januar 2015

Plädiert Aigner für eine neue Stromtrasse?

 

Bild: Peter Holz 
Die Äußerungen der bayerischen Wirtschafts- und Umweltministerin Ilse Aigner zum Ausbau des Stromnetzes noch vor Ende des Energiedialogs sorgen in der CSU für Diskussionen. Die bayerische Wirtschafts- und Energieministerin Ilse Aigner (CSU) sorgt mit Äußerungen zum Bau von Stromtrassen im Freistaat für Diskussionen. „Ich bin mir sicher, dass wir nicht zwei Leitungen brauchen werden“, sagte Aigner dem „Münchner Merkur“ vom 22. Januar: „Wir halten nicht für die Überproduktion im Norden her.“ Von der Zeitung und von Nachrichtenagenturen war Aigners Aussage so gewertet worden, dass sie sich damit deutlich für den Neubau immerhin einer Trasse ausspreche. Dies stieß auf Kritik. „Wir werden über die Energiepolitik dann sprechen, wenn der Energiedialog zu Ende ist. Vorher gibt es keine Festlegung“, sagte der Vorsitzende der CSU-Landtagsfraktion, Thomas Kreuzer. Aus Parteikreisen hieß es, auch Ministerpräsident Horst Seehofer (CSU) sei über den Vorstoß der Ministerin verärgert. Seehofer hatte im vergangenen Jahr beide geplanten Hochspannungsgleichstrom-Trassen abgelehnt, die Strom aus Norden und Osten nach Bayern bringen sollen.
Seit Herbst 2014 bis Anfang Februar 2015 führt die bayerische Staatsregierung einen Energiedialog mit allen Beteiligten, auch mit den Gegnern neuer Stromtrassen. Erst am Ende dieses Prozesses, voraussichtlich am 2. Februar, soll entschieden werden, ob und in welchem Umfang neue Leitungen in Bayern notwendig sind.
Aigner ordnete während einer CSU-Sitzung in Wildbad Kreuth ihre Äußerung ein. „Es wird dabei bleiben, dass wir erst den Dialog zu Ende führen“, sagte sie zum weiteren Verfahren, machte aber in der Sache keine Abstriche: „Es gilt immer noch, dass wir die Notwendigkeit von Trassen generell überprüfen und dass wir meinen, dass das, was vorgeschlagen ist, zu viel ist.“ Der Verband der bayerischen Wirtschaft sprach sich dafür aus, mindestens eine der beiden geplanten Leitungen zu bauen und die bisherigen Übertragungsnetze zu ertüchtigen. Zur Absicherung würden in Bayern zusätzlich auch Gasturbinen benötigt.
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Januar 22, 2014

Timm Krägenow

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Freitag, 30. Januar 2015

Oberfranken genehmigt Frankenleitung

 

 Bild: Fotolia.com, Gina Sanders 
Der Übertragungsnetzbetreiber TenneT TSO hat am 21. Januar von der Regierung in Oberfranken den Planfeststellungsbeschluss für den bayerischen Abschnitt der Höchstspannungsleitung erhalten. „Die Frankenleitung ist eine wichtige Verbindung im deutschen Stromnetz. Sie trägt maßgeblich dazu bei, die Versorgung Bayerns dauerhaft zu sichern“, begrüßte Lex Hartman, Mitglied der Geschäftsführung der TenneT TSO GmbH, die behördliche Genehmigung. Nach Angaben von TenneT sollen die Bauarbeiten an der 30 km langen Trasse zwischen der Landesgrenze bei Weißenbrunn vor dem Wald und Redwitz im Landkreis Lichtenfels nun in Kürze beginnen. TenneT habe in zahlreichen Bürgersprechstunden in den betroffenen Regionen für das Vorhaben geworben und die Belange von Anwohnern und Gemeinden bei der Planung berücksichtigt, betonte Hartmann.
Mit dem Bau der Frankenleitung in der Errichtung des letzten Abschnitts in Thüringen, für den der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz verantwortlich ist, soll eine durchgehende Verbindung zwischen dem Großraum Halle in Sachsen-Anhalt über Thüringen bis in den Raum Schweinfurt in Bayern entstehen. Bayern wird derzeit nur über zwei Stromverbindungen in den Norden an das bundesdeutsche Übertragungsnetz angebunden. Die bestehende Leitung nach Thüringen gilt laut TenneT als einer der größten Engpässe im deutschen Stromnetz, für das der Übertragungsnetzbetreiber immer häufiger regulierende Netzeingriffe vornehmen muss. Bislang hatte das Kernkraftwerk Grafenrheinfeld zur Netzstabilität beitragen können, diese Anlage soll aber noch in diesem Jahr abgeschaltet werden. Die Frankenleitung soll künftig als wesentlicher Bestandteil der Infrastruktur zur Versorgungssicherheit in Bayern beitragen, hieß es von TenneT.
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Januar 21, 2014

Kai Eckert

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Donnerstag, 29. Januar 2015

Kommentar: Strafzinsen für Strom

 

Bild: Fotolia.com, Do Ra 
Bundesenergieminister Sigmar Gabriel lehnt den Kapazitätsmarkt ab und setzt auf den Markt. Nur auf welchen, das lässt er offen. Im Januar dieses Jahres waren in Deutschland rund 38 000 MW Windkraftleistung installiert. Am 9. und 10. Januar waren in Deutschland die beiden Sturmtiefs „Elon“ und „Felix“ unterwegs, von der Zugspitze bis nach Sylt. Es blies auf den Bergen und in der Ebene. Auf Sylt wurden Spitzenböen von 163 km/h gemessen, auf der Zugspitze waren es nur 152 km/h. In Berlin-Wannsee wurden 133 km/h registriert, im südlichen Freiburg 117 km/h.
Von den 38 000 MW standen in diesen Tagen Windmühlen mit Leistungen zwischen knapp 30 000 und gut 31 000 MW im Wind, die Energiebörse EEX meldete den deutschen Einspeiserekord für Windstrom – und die Megawattstunde wurde für 1,10 Euro gehandelt. Immerhin war der Preis noch im Plus. Und das waren auch die Kosten für die Netzbetreiber, die diese enormen Mengen Windstrom ausregeln mussten. Allein TenneT nennt 60 Millionen Euro dafür, zu bezahlen von den Stromkunden. Die MeteoGroup, ein Dienstleister für Wettervorhersagen, prognostizierte am 13. Januar, dass in den folgenden Tagen der Wind abflauen würde und nur noch Werte von 10 bis 12 GW wahrscheinlich seien; für die Woche vom 19. bis 25. Januar könnten es dann noch Werte von zwei bis drei GW sein, „aber auch tatsächlich niedriger“. Die fluktuierende Windleistung ist mittlerweile halbwegs vorausschauend zu berechnen, aber deshalb längst nicht zu beherrschen: 31 000 MW heute, null MW morgen. Die weitere Ausbauplanung der Windkraft ist entsprechend dem EEG halbwegs abzusehen: onshore sollen jedes Jahr 2 500 MW dazukommen, was für das Jahr 2020 dann eine installierte Leistung von 53 000 MW wäre, plus wahrscheinlich 7 000 MW offshore – 60 000 MW dann insgesamt. Und es werden Sturmtiefs welchen Namens auch immer kommen, die dann an zwei, drei Tagen Strom aus 55 000 MW ins Netz blasen, der Börsenpreis rutscht ins Negative − und am nächsten Tag ist absolute Flaute. Diese Betrachtung ließe sich ergänzen damit, dass mal Wind weht und die Sonne vom Himmel brennt und Strom aus zig Tausend Megawatt Photovoltaik-Anlagen ins Netz fließt: Es entstehen wie schon oft und in Zukunft sicher verstärkt negative Preise. Die Stromproduzenten liefern kostenlos und müssen den Abnehmer dafür bezahlen, dass er ihn irgendwie vermarktet, man könnte auch verramscht sagen.
Damit wird Strom zur ganz normalen Ware. Sind mehr Kaffee, Kakao oder Koteletts vorhanden als die Verbraucher üblicherweise kaufen, dann werden die Preise gesenkt, damit der Kunde auf Vorrat kauft. Nicht die Produzenten bauen ihre Lager aus, sondern die Konsumenten: Der Kaffee kommt in den Keller oder die Speisekammer, die Koteletts in die Tiefkühltruhe.
Mittlerweile ist das auch bei Geld so: Es ist mehr vorhanden als gebraucht wird. Wer es nicht unters Kopfkissen schieben will, bringt es zur Bank und zahlt dafür, dass es dort sicher verwahrt wird – das heißt dann Negativzinsen oder Strafzinsen. Erste Privatbanken machen das schon so, weil sie selbst Zinsen zahlen müssen, wenn sie Geld bei der Europäischen Zentralbank (EZB) lagern wollen. Man könnte Geld also auch verschenken, damit der Beschenkte die Probleme hat.
Damit sind wir mitten in der gegenwärtigen Debatte um den zukünftigen Strommarkt. Aus Wind und Sonne werden sehr oft sehr viel mehr Kilowattstunden erzeugt als sie jemand braucht, selbst das Verschenken des an sich edlen Stoffes würde da nichts helfen. Abhilfe, aber nur teilweise, kann der Export des Stroms leisten. Abhilfe, aber volks- wie betriebswirtschaftlicher Unsinn, kann sein, die Windkraftwerke aus dem Wind zu nehmen, was schon heute passiert. Da hätten wir dann die gleiche Situation wie bei den konventionellen Kraftwerken, die mal gebaut wurden, damit sie möglichst viel Strom produzieren, heute aber die meiste Zeit in der Reserve schlummern und den Betreibern kein Geld mehr bringen. Oder dadurch überleben, dass sie in Notfällen – wenn Sonne und Wind gar nichts oder viel zu wenig produzieren – die Megawattstunde für ein paar tausend Euro verkaufen können, so stellt sich das der Bundesenergieminister Sigmar Gabriel vor. Er will keinen Kapazitätsmarkt, der Wettbewerbsmarkt werde es schon richten. Doch, so sagt er, irgendwelche strategischen Reserven müsse es schon geben. Das ist alles so ungefähr und bringt bei den Erneuerbaren so viel Unsicherheit wie bei den Konventionellen.
Naheliegend wäre ein massiver Ausbau der Stromspeicher: In die gibt man wie bei der EZB das überflüssige Geld – den zu viel produzierten Strom − und zahlt Gebühr dafür. Es wären in diesem Fall Strafzinsen, die eigentlich die Regierung übernehmen müsste, weil sie den Überfluss zu verantworten hat.
Sicherlich: Es sind noch nicht alle Optimierungsmöglichkeiten wie der intelligente Netzausbau und Demand Side Management ausgeschöpft. Aber absehbar ist, dass diese Maßnahmen alleine nicht ausreichen, um den immer größer werdenden Erzeugungsüberschuss und die volatile Erzeugung in wirtschaftliche Bahnen zu lenken. Der von BDEW wie VKU oder aktuell namentlich von Eon-Chef Johannes Teyssen geforderte Kapazitätsmarkt wäre eine Notlösung für Kraftwerksbetreiber, aber keine langfristige Systemlösung.
Sigmar Gabriel setzt auf den Markt, und das ist gut so, er muss nun aber möglichst schnell sagen, was er mit Markt wirklich meint.
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Januar  23, 2015

Helmut Sendner

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Dienstag, 27. Januar 2015

Hanwha Q-Cells stellt deutsche Produktion ein

 
Bild: Fotolia.com, itestro

Der deutsch-südkoreanische Solarhersteller Hanwha Q-Cells stellt seine Produktion in Deutschland zum 1. März 2015 ein und will im Zuge dessen rund 550 Stellen abbauen.

Bereiche Forschung und Entwicklung sowie das Qualitätsmanagement sollen hingegen in Bitterfeld-Wolfen bestehen bleiben. Damit werden etwa 350 Stellen bei Hanwha Q-Cells in Deutschland erhalten. Das Unternehmen reagiert laut eigenen Angaben damit auf den weiter steigenden Kostenwettbewerb in der globalen Solarindustrie.Dieser Schritt sei notwendig, um die Wettbewerbsfähigkeit von Hanwha Q-Cells insgesamt zu sichern, so das Unternehmen in seiner Mitteilung. Gleichzeitig wird betont, dass die Entscheidung unabhängig von der jüngsten Ankündigung des Zusammenschlusses von Hanwha Q-Cells mit Hanwha SolarOne getroffen wurde. Die Fusion soll im ersten Quartal 2015 abgeschlossen sein. Hauptsitz
des neu geschaffenen Unternehmens wird Seoul in Südkorea sein. Q-Cells in Bitterfeld-Wolfen (Sachsen-Anhalt) musste vor knapp zwei Jahren Insolvenz anmelden. Damals war seitens Hanwha stets betont worden, Produktion und Entwicklung sollten eng miteinander verzahnt in Deutschland erhalten bleiben.



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Januar 23, 2015
Heidi Roider
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Frankreich tut es, der BDEW will es auch


Bild: Fotolia.com, Ralf Urner


Der BDEW nimmt die Einführung eines Kapazitätsmarktes in Frankreich zum Anlass, nochmals an die Bundesregierung zu appellieren, das künftige Strommarktdesign europäisch kompatibel zu gestalten und einen dezentralen Leistungsmarkt zu etablieren. Die französische Energieministerin Ségolène Royal hat am 23. Januar die Verordnung zur Einführung eines „Kapazitätsmechanismus“ in Frankreich unterzeichnet. Dieser soll laut Mitteilung des Ministeriums „die Stromversorgungssicherheit der Franzosen dauerhaft sichern“. Die Regelungen dafür wurden nach einem längeren Konsultationsprozess mit den betroffenen Akteuren festgelegt, nachdem vor rund eineinhalb Jahren ein erster Entwurf veröffentlicht wurde.

Die Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung Hildegard Müller verweist in ihrer Reaktion darauf, dass sich aktuell mehr als ein Dutzend europäischer Staaten mit dem Thema Kapazitätsmarkt befasse. „Längst ist deutlich geworden, dass die Reform des Strommarktdesigns keine nationale, sondern eine europäische Herausforderung ist.“ Strom mache nicht an Grenzen halt, so Müller. „Es ist deshalb wichtig, dass die von der Bundesregierung angestoßene Debatte um das zukünftige Strommarktdesign ergebnisoffen und mit einer klaren europäischen und grenzüberschreitenden Perspektive geführt wird“, betont sie.

Der vom BDEW entwickelte dezentrale Leistungsmarkt unterstütze und fördere die Weiterentwicklung des europäischen Energiebinnenmarktes. „Der Branchenvorschlag ist europakompatibel und setzt ausdrücklich auf die Einbindung ausländischer Kapazitäten in den dezentralen Leistungsmarkt", bekräftigt Müller.
Ziel des französischen Modells ist zum einen, die Versorgungssicherheit auch in den Verbrauchsspitzenzeiten zu gewährleisten. In sehr kalten Wintern musste Frankreich in der Vergangenheit sehr viel Strom importieren, vor allem auch aus Deutschland. Gleichzeitig soll aber die Deckung der Nachfrage „zu den geringstmöglichen Kosten erfolgen“. Stromlieferanten werden zu dem Nachweis verpflichtet, dass sie ihre Kunden auch zu den Spitzenzeiten ausreichend versorgen können. Sie sollen aber auch das Verbrauchsverhalten ihrer Kunden mit dem Ziel einer Reduktion der Spitzennachfrage beeinflussen. Stromerzeuger werden verpflichtet, die Verfügbarkeit ihrer Anlagen im Vorhinein zu sichern. In den französischen Kapazitätsmechanismus einbezogen werden aber auch ausdrücklich Maßnahmen zu Lastverschiebung/Verbrauchsminderung. Eine zusätzliche Vergütung ist nur vorgesehen, wenn die Stromproduktion und/oder die Lastverschiebung nicht ausreichen. „Diese Vergütung soll die Entwicklung des Angebots zur Verbrauchsreduktion unterstützen und in bestimmten Fällen verhindern, dass bestehende Anlagen unter einen Cocon gestellt werden“, heißt es dazu vom Ministerium. Die Verbrauchsminderung diene auch der CO2-Einsparung.

Der Kapazitätsmechanismus werde auch zur „transition énergétique“ und zur Entwicklung der erneuerbaren Energien beitragen, indem er eine „strukturelle Antwort“ auf das Problem der zunehmend volatilen Stromproduktion in Frankreich und Europa biete. Zudem sollen weitere Instrumente für die Versorgungssicherheit entwickelt werden. Dazu nennt das Ministerium insbesondere die Stromspeicherung.


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Januar  23, 2015
Angelika Nikionok-Ehrlich
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Auch 50Hertz bekommt grünes Licht für Strombrücke

 

Bild: Fotolia.com, Gina Sanders  
Die umstrittene Höchstspannungsleitung zwischen Altenfeld in Thüringen und Weißenbrunn in Oberfranken kann gebaut werden. Die Behörden in Thüringen haben den Planfeststellungsbeschluss übermittelt. Der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz hat am 22. Januar vom Landesverwaltungsamt in Thüringen grünes Licht für den Bau des 25,7 km langen Leitungsabschnitts zwischen Altenfeld im Ilm-Kreis und der Landesgrenze zwischen Thüringen und Bayern bekommen. Bereits einen Tag zuvor hatte die Regierung von Oberfranken dem Übertragungsnetzbetreiber TenneT TSO eine einsprechende Genehmigung für den Leitungsbau auf bayerischer Seite erteilt. Über die Leitung soll Strom aus dem Raum Halle/Saale über Thüringen in die Region Schweinfurt übertragen werden. Dort wird noch in diesem Jahr das Kernkraftwerk Grafenrheinfeld vom Netz genommen. Für den Bau des 210 km langen Leitungsabschnitts zwischen Halle und der Grenze nach Bayern rechnet der Netzbetreiber 50Hertz mit Investitionskosten von etwa 250 Mio. Euro. In Thüringen und Bayern ist die Leitung sehr umstritten. Die so genannte Thüringer Strombrücke soll nach ihrer Fertigstellung 2016 zu einer deutlichen Entlastung des Stromnetzes führen und die Integration der erneuerbaren Energien verbessern.
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Januar 22, 2014

Kai Eckert

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Montag, 26. Januar 2015

Ein zu starker Fokus auf dem Stromsektor

 
 Bild: Fotolia.com, alphaspirit 
Für die Energiewende ist es nötig, den Strommarkt mit dem Wärme- und Verkehrssektor zu verknüpfen. Das geht aus dem „Energiewende Outlook“ der Unternehmensberatung PricewaterhouseCoopers (PwC) hervor. Für den Energiewende Outlook hat PwC nach eigenen Angaben rund 250 Studien ausgewertet und leitet daraus „Szenarien für den weiteren Verlauf“ der Energiewende ab. Nach deren Aussage muss die Bundesregierung bei ihrer Politik gegensteuern, will sie die CO2-Emissionen bis 2050 um 80 bis 95 % im Vergleich zu 1990 senken. „Die aktuelle Diskussion konzentriert sich zu sehr auf den Strombereich“, sagt Norbert Schwieters, Leiter Energiewirtschaft von PwC. „Die Energiewende kann nur gelingen, wenn der Strommarkt sinnvoll mit dem Wärme- und Verkehrsbereich verknüpft wird.“
Ein Beispiel ist laut PwC die Kraft-Wärme-Kopplung mit ihrer kombinierten Erzeugung von Strom und Wärme. Mit dem intensiveren Einsatz der KWK könnten Erzeugungskosten für Strom sowie CO2-Emissionen deutlich reduziert werden. Zudem sollte der Biomasse eine größere Rolle eingeräumt werden, die im Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) vorgesehenen 100 MW pro Jahr würden langfristig sogar zu einer Reduktion der installierten Leistung führen. Als einen weiteren wichtigen Faktor nennt die Auswertung die Energieeffizienz, um den Verbrauch und damit auch die CO2-Emissionen zu reduzieren. Ein wichtiges Instrument sei dabei das Demand-Side-Management, mit dem die Nachfrage nach Strom in Spitzenzeiten gesenkt werden kann.
Es braucht mehr Abstimmung in Politik und Wirtschaft
Vor allem im Wärmebereich droht Deutschland seine CO2-Einsparziele deutlich zu verfehlen, sagt PwC und spricht sich dafür aus, mehr in die Sanierung von Gebäuden zu investieren. Würde die Sanierungsquote von derzeit 1 % auf 2,5 % steigen, könnten die CO2-Emissionen bis 2050 zusätzlich um 5 % gesenkt werden. „Allerdings bedarf es dazu einer Förderung, die für Unternehmen und Privatkunden attraktiv ist“, betont Schwieters. Positiv könnte sich zudem bemerkbar machen, wenn verstärkt Strom – vor allem aus erneuerbaren Energien – für den Betrieb von Heizungen eingesetzt würde. Auch die Elektromobilität biete große Einsparpotentiale, doch hier wäre eine grundlegende Transformation des Verkehrsbereichs notwendig, um die Klimaschutzziele zu erreichen. Für wahrscheinlicher halten die Experten laut dem Energiewende Outlook allerdings den verstärkten Einsatz von Hybridfahrzeugen und alternativen Kraftstoffen, die ebenfalls dazu beitragen, Treibhausgase zu vermeiden.
Jedoch ist nach der PwC-Auswertung nicht nur eine bessere Abstimmung zwischen den relevanten Teilen des Energiemarktes notwendig, sondern auch bei Ländern, Bund und der Europäischen Union. Ein Beispiel das es auf politischer Ebene mit der Abstimmung hapert, liefert die Windenergie: So wollen die Bundesländer die installierte Leistung bis 2020 auf 70 GW ausbauen – dagegen sehen die Pläne der Bundesregierung lediglich 49 GW vor. „Der Bundesregierung kommt hier eine koordinierende Aufgabe zu. Das gilt auch für Netzausbau, bei dem sich alle Beteiligten eng abstimmen sollten“, sagt Schwieters von PwC. Mehr Informationen zur Auswertung Energiewende Outlook finden Sie auf der Seite von PwC unter pwc.de/energiewende.
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Januar 19, 2015

Heidi Roider

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Samstag, 24. Januar 2015

Eigene Webseite für Markttransparenzstelle

 

Bild: Fotolia.com, Bertold Werkmann  
Die Markttransparenzstelle für den Großhandel mit Strom und Gas (MTS) bei der Bundesnetzagentur hat nun einen eigenen Web-Auftritt. Unter der Adresse www.markttransparenzstelle.de werden Auswertungen aller relevanten Markt- und Handelsdaten durchgeführt und die zuständigen Behörden bei Anhaltspunkten für Verdachtsfälle informiert, heißt es von der Bonner Behörde. Neben dem MTS-Auftritt ist ab sofort auch das Remit-Informationsportal der Bundesnetzagentur online. Auf der Seite www.remit.bundesnetzagentur.de sind Informationen zur EU-Verordnung Remit (Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency), den damit verbundenen Pflichten der Marktteilnehmer sowie den Aufgaben der Bundesnetzagentur zur Durchsetzung der Verbote von Insiderhandel und Marktmanipulation veröffentlicht.

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Januar 16, 2015

Andreas Kögler

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Mittwoch, 21. Januar 2015

Thüringer Strombrücke nicht zu verhindern

 
Bild: Peter Holz 
Nach einer juristische Prüfung gibt grünes Licht für den Bau. Eine gesonderte Trasse nach Grafenrheinfeld in Bayern kommt für die thüringische Landesregierung jedoch nicht in Frage. Wie im rot-rot-grünen Koalitionsvertrag vereinbart, wurde der dritte Abschnitt der Thüringer Strombrücke von Altenfeld im Ilm-Kreis ins fränkische Redwitz einer juristischen Prüfung durch das Energieministerium unterzogen. Diese habe ergeben, dass keine rechtliche Möglichkeit bestehe, das Genehmigungsverfahren für den dritten Bauabschnitt auszusetzen, erklärte Ministerin Anja Siegesmund. „Wenn schon der Bau der Thüringer Strombrücke nicht verhindert werden kann, haben wir erreicht, dass sich im Ergebnis die ökologisch sinnvollste Variante durchgesetzt hat“, so Siegesmund. Vorgesehen ist ein Trassenverlauf von Altenfeld nach Schalkau. Einer gesonderten Trasse von Schalkau nach Grafenrheinfeld in Bayern erteilte die Ministerin allerdings eine Absage und betonte: "Wir wollen das rechtsfest verhindern.“ Auch ein Umspannwerk in Schalkau sei grundsätzlich nicht vorgesehen, es sei denn der Strombedarf der regionalen Wirtschaft rechtfertige die Maßnahme. Thüringen werde darauf achten, dass mit dem Weiterbau der Strombrücke möglichst viele ökologische Ausgleichsprojekte einhergehen.
Gleichzeitig lehnte die Landesregierung den zusätzlichen Bau einer Gleichstromtrasse durch Ostthüringen erneut ab. Der dahinter stehende Strombedarf müsse überprüft werden und keine zur Verfügung stehende Alternative dürfe außer Acht gelassen werden. Dazu zähle beispielsweise auch die Ertüchtigung einer bestehenden 110-kV-Leitung. Gespräche mit der Bundesnetzagentur seien diesbezüglich im Gange. Auch eine Erdleitung sei grundsätzlich nicht ausgeschlossen. Und auch Gespräche mit dem Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz stimmten die Ministerin optimistisch: „Ich bin (…) guter Hoffnung, dass dort die Suche nach Alternativen neu ansetzt und wir auf den Bau einer neuen Trasse verzichten können“.
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Januar 14, 2015

Fritz Wilhelm

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Dienstag, 20. Januar 2015

Mitnetz muss häufiger eingreifen

 
Bild: Fotolia.com, Silviu G Halmaghi  
Nicht nur die beiden jüngsten Sturmtiefs haben Abschaltungen von Erzeugungsanlagen durch die Netztochter der EnviaM notwendig gemacht. Der Ausbau der erneuerbaren Energien müsse sich stärker nach dem Ausbau der Netze richten, um eine ständige Überlastung zu vermeiden, erklärte Adolf Schweer, Technischer Geschäftsführer der Mitnetz Strom aus Halle an der Saale anlässlich einer aktuellen Sturmbilanz. Die Zahlen für 2014 unterstreichen seiner Auffassung nach deutlich diese Notwendigkeit. Insgesamt habe die Tochtergesellschaft der enviaM im vergangenen Jahr 274 Mal in das Netz eingreifen müssen. Dies entspreche einer Steigerung um 71 % gegenüber 2013. Besonders betroffen waren die Netzregionen Brandenburg mit 160 Eingriffen und Sachsen-Anhalt mit 104 Eingriffen.
Während der jüngsten Sturmtiefs Elon und Felix habe die Einspeisung insgesamt 27 Mal gedrosselt werden müssen. Zu Spitzenzeiten seien am vergangenen Wochenende insgesamt 250 MW abgestellt worden. Wie der Schweer betonte, arbeite Mitnetz mit Hochdruck am Ausbau und der Verstärkung der Netze und Anlagen. Die Erneuerung und der Ausbau von Hochspannungsleitungen gehörten ebenso dazu wie der Bau und der Ersatz von Hochspannungsschaltanlagen und Transformatoren. Als problematisch bezeichnete Schweer dabei allerdings die langen Planungs- und Genehmigungszeiten. Zudem würden Bürgerproteste den Netzausbau verzögern.
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Januar 14, 2015

Fritz Wilhelm

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Montag, 19. Januar 2015

Rekordjahr für Epex Spot

 
 Bild: Fotolia.com, Rynio Productions 
Die Börse Epex Spot mit Sitz in Paris hat ihr Stromhandelsvolumen im abgelaufenen Geschäftsjahr 2014 ausgebaut und will mit dem Intraday-Handel das Zusammenwachsen der Märkte weiter vorantreiben. Mit dem Ausbau ihrer Dienstleistungen in neuen Märkten sowie mit neuen Produkten konnte die Epex Spot weiteres Wachstum im Jahr 2014 generieren. Auf den Day-Ahead- und Intraday-Märkten in Deutschland, Frankreich, Österreich und der Schweiz wurden im abgelaufenen Jahr insgesamt 382 Mio. MWh Strom gehandelt. Damit erzielte die Börse einen Plus von 10,4 % und einen neuen Rekordumsatz. Im Day-Ahead-Handel nahm der Umsatz im Vergleich zum Jahr 2013 um 7 % auf 351,2 Mio. MWh zu. Davon entfielen 262,9 Mio. MWh auf das Marktgebiet Deutschland/Österreich, auf dem französischen Markt wurden 67,8 Mio. MWh umgesetzt. Über den Day-Ahead-Markt Schweiz wurden im vergangenen Jahr 20,5 Mio. MWh gehandelt.
"Wir konzentrieren uns auf die Bedürfnisse unserer Kunden und des europäischen Strommarkts insgesamt", kommentierte Jean-François Conil-Lacoste, Vorstandsvorsitzender der Epex Spot, die Zahlen. "Und im vergangenen Jahr hatten wir damit Erfolg, indem wir in einem Großteil von Europa die Preiskopplung verwirklicht haben und unsere Palette an Flexibilitätsprodukten ausgeweitet haben. Hier ist insbesondere die 15-Minuten-Eröffnungsauktion auf den deutschen Intraday-Strommarkt zu nennen."
Das gesamte Handelsvolumen auf den Intraday-Märkten der Epex Spot nahm im vergangenen Jahr um 33 % von 23,054 auf 30,766 Mio. MWh zu. Angesichts der immer größeren Einspeisung von erneuerbaren Energien komme dem Intraday-Handel immer mehr Bedeutung zu, so die Börse.
Seit Dezember 2011 können flexible 15-Minuten-Kontrakte auf dem deutschen Intraday-Markt gehandelt werden. Sie erlauben es den Mitgliedern, ihr Portfolio auf 15 Minuten genau auszugleichen. Mit dem Start des Schweizer Intraday-Markts wurden die 15-Minuten-Kontrakte auf die Schweiz ausgeweitet.
Im Dezember 2014 startete Epex Spot eine Eröffnungsauktion für 15-Minuten-Kontrakte auf dem deutschen Intraday-Markt. Diese Auktion um 15 Uhr sendet ein präzises Preissignal auf Viertelstundenbasis und bietet Bilanzkreisverantwortlichen erweiterte Möglichkeiten zur viertelstundenscharfen Bewirtschaftung von Erzeugungsrampen, zur Feinabstimmung von Kundenportfolien sowie zum unterstündlichen Ausgleich von Prognoseabweichungen. Damit trägt das Preissignal für Viertelstundenprodukte zur Wertschöpfung von Flexibilität bei und bietet gleichzeitig Anreize zum systemdienlichen Verhalten. Im Jahr 2013 belief sich das Handelsvolumen in 15-Minuten-Kontrakten auf dem deutschen und dem schweizerischen Markt auf 4,909 Mio. MWh, was einem Anstieg um 87 % gegenüber 2013 entspricht (2,625 Mio. MWh).

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Januar 13, 2015

Andreas Kögler

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Samstag, 17. Januar 2015

Die Rolle des Systemdienstleisters ausbauen

 

 Bild: Fotolia.com, Stephan Leyk  

Horst Seide, Präsident des Fachverbandes Biogas, über den Strommarkt der Zukunft. 

Das Selbstverständnis der Bioenergiebranche im Strommarkt der Zukunft ist das eines Systemdienstleisters: Wir springen ein, wenn Wind- und Solarenergie nicht zur Verfügung stehen. Wir stellen dem Stromsystem elektrische Leistung bereit, die immer zur Verfügung steht und sich flexibel den kurzfristigen Bedürfnissen am Strommarkt anpasst. Damit konkurrieren vor allem Biogasanlagen mit herkömmlichen Erdgaskraftwerken, die bisher diese Aufgaben übernommen haben. Im Strommarkt ist die Biogasanlage der Zukunft nichts anderes als ein erneuerbares Gaskraftwerk: Wir verkaufen gesicherte flexible Leistung bei gleichzeitiger Wärmenutzung.
Zurzeit wird viel darüber gesprochen, der Strommarkt müsse ein neues Design erhalten, um für die Herausforderungen der Zukunft gerüstet zu sein. Aus Sicht der Bioenergietechnologien ist dies richtig. Allerdings werden oft die falschen Schlussfolgerungen daraus gezogen. Ein oft beklagtes Problem ist, dass Erdgas- und oft auch Kohlekraftwerke nicht mehr rentabel betrieben werden können. Diese Kraftwerke würden aber für die Energiewende gebraucht. Gesicherte Leistung – sei sie flexibel oder auch nicht − braucht „wieder einen Preis“. Aus diesem Grund muss über staatliche Auktionen oder staatlich festgelegte Abnahmeverpflichtungen ein zusätzlicher Zahlungsstrom (Kapazitätsmarkt) für gesicherte Leistung generiert werden, die aus dem Strommarkt selbst heraus nicht nachgefragt wird.


Horst Seide: „Ein Kapazitätsmarkt ist nicht nur teuer, er hemmt auch die Flexibilisierung des Gesamtsystems“ Bild: Fachverband Biogas
Wie sämtliche Studien, die vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) zu diesem Thema in Auftrag gegeben wurden, bestätigen, ist diese Situation nur zum Teil dem aktuellen Design des Strommarktes geschuldet, jedoch vielmehr der aktuellen Marktsituation. Auch im heutigen Strommarktdesign hat gesicherte Leistung einen Preis: Mit dem Verkauf von Stromlieferungen, die weit in der Zukunft liegen, wird auch die Garantie verkauft, den Strom zu diesem Zeitpunkt tatsächlich zu liefern – und diese Garantie kann nur geben, wer über gesicherte Leistung verfügt. Das Problem von Kohle- und Erdgaskraftwerken ist nur, dass es heute so viele Anbieter von gesicherter Leistung gibt, dass der Marktpreis viel zu niedrig ist. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien und durch die Marktkopplungen in der zentral-westeuropäischen Strommarktregion haben sich mehr als 60 GW an Überkapazitäten aufgebaut. Durch eine weitere Zusammenführung der europäischen Märkte wird sich diese Zahl noch erhöhen. Dies führt dazu, dass Strom im Großhandel heute sehr günstig zu haben ist und niemand erwartet, dass sich dies in den nächsten Jahren ändert. Warum also heute einen hohen Preis für eine garantierte Stromlieferung in der Zukunft bezahlen, wenn man weiß, dass Strom dann ohnehin günstig sein wird? Das gleiche gilt für die Bereitstellung flexibler Leistung. Die angestauten Überkapazitäten drücken nicht nur den durchschnittlichen Strompreis, sondern dämpfen die kurzfristigen Preisspitzen, die Erdgaskraftwerke benötigen. Künftig 5,25 GW flexible Leistung mit Bioenergieanlagen Vor diesem Hintergrund scheint ein staatlich organisierter Zahlungsstrom für Kohlekraftwerke und Erdgaskraftwerke nicht nur eine unnötig teure Lösung des Problems zu sein. Ein solcher Mechanismus würde auch verhindern, dass sich das Gesamtsystem optimal an die fluktuierende Stromproduktion aus Wind- und Solarenergie anpasst. Der Fachverband Biogas rechnet damit, dass der bestehende Bioenergieanlagenpark in den nächsten Jahren neben 4,25 GW gesicherter Leistung in Grundlast 5,25 GW flexible gesicherte Leistung bereitstellen wird. Insbesondere die Blockheizkraftwerke von Biogasanlagen können innerhalb weniger Minuten herauf- und heruntergeregelt werden, um ihre Produktion nach unerwarteten Abweichungen von Verbrauchs- oder Wetterprognosen auszurichten.
Wenn solche Abweichungen aber nicht auch zu Preisspitzen führen, weil sich nach wie vor die von einem Kapazitätsmarkt gestützten Überkapazitäten im Strommarkt befinden, haben Biogasanlagenbetreiber keinen Anreiz, ihre Produktion entsprechend auszurichten. Das gleiche gilt für die industrielle Stromnachfrage, die Elektromobilität, Speicher und die fossile Kraft-Wärme-Kopplung. Ein Kapazitätsmarkt ist also nicht nur teuer, er hemmt auch die Flexibilisierung des Gesamtsystems. Eine Marktbereinigung zuzulassen und die Rahmenbedingungen so zu setzen, dass sich Preisspitzen bilden können, wäre volkswirtschaftlich günstiger und effizienter. Auch dies ist eine der Kernaussagen der Studien des BMWi zum Strommarkt. Wie also stellt sich die Bioenergiebranche den Strommarkt der Zukunft vor? Zunächst muss klar sein: Wind- und Solarenergie stellen den Kern des zukünftigen Stromversorgungssystems dar. Der Rest des Systems – unter anderem Bioenergieanlagen, fossile KWK-Anlagen, flexible Verbraucher – richtet sein Produktions- beziehungsweise Verbrauchsverhalten flexibel an der fluktuierenden Stromeinspeisung aus, gesteuert durch die Preissignale an den Kurzfriststrommärkten. Dabei muss es ein gleichberechtigtes Nebeneinander der verschiedenen Akteure geben.

Kapazitätsmarkt hemmt die Flexibilisierung des Gesamtsystems

Neben den Großhandelsmärkten müssen auch die anderen Segmente des Stromversorgungssystems diskriminierungsfrei geöffnet werden. Es sind bereits Bioenergieanlagen mit etwa 1 GW Gesamtleistung für den Regelleistungsmarkt präqualifiziert. Diese Rolle des Systemdienstleisters gilt es, in Zukunft auszubauen. Der Marktanteil an den Regelenergiemärkten soll erhöht und die Übernahme weiterer Systemdienstleistungen wie Regulierung von Blindleistung zur Spannungshaltung angereizt werden.
Vernachlässigt wurde bisher auch der Endkundenmarkt. Die Eigenschaft von Strom aus Wind-, Solar- und Bioenergie, aus einer erneuerbaren Energiequelle zu stammen („Grünstromeigenschaft“), wurde bisher kaum für dessen Vermarktung genutzt, da bei einer Vermarktung über die Strombörse keine Herkunftsnachweise ausgegeben werden dürfen und die einzig echte Alternative – das Grünstromprivileg – mit der Reform des EEG gestrichen wurde. Gerade für Bioenergieanlagen ist der Endkundenmarkt interessant. Zum einen können Bioenergien neben der Wärmeversorgung eine kontinuierliche Stromproduktion sicherstellen, weshalb sie die Erfüllung von Liefergeschäften über einen längeren Zeitraum garantieren können. Zum anderen ermöglichen flexible Bioenergieanlagen die langfristige Vermarktung von Wind- und Sonnenstrom. Zwar ist deren Stromerzeugung nicht über einen langen Zeitraum zu prognostizieren und garantieren. Doch kann die zugesicherte Stromlieferung bei einem Ausfall von Wind- und Solarstrom durch die Bioenergien erbracht werden, wenn all diese Anlagen zusammengeschaltet sind.
Das Fortschreiten der Energiewende wird zeigen, wie der Strommarkt der Zukunft aussehen wird. Eines jedenfalls ist sicher: der Bioenergie kommt in jeglichem Szenario eine wichtige Rolle zu.

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Januar 09, 2015

Michael Pecka

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Freitag, 16. Januar 2015

Hängepartie bei Berliner Konzessionen

Keine neuen Pläne für die Vergabe der längst abgelaufenen Konzessionen für das Gas- und das Stromnetz in Berlin wurden nach der ersten Klausursitzung des neu formierten Berliner Senats bekannt. Obwohl die Vergabe der bereits Ende 2013 abgelaufenen Konzession für das Gasnetz und der Ende 2014 ausgelaufenen Stromnetzkonzession zu den dringlichsten Aufgaben des im Dezember 2014 neu formierten Senates in diesem Jahr zählen dürften, kommt das Wort Konzession in der Mitteilung des Senates zu den Ergebnissen der ersten Klausur unter Leitung des neuen Regierenden Bürgermeisters Michael Müller nicht einmal vor.

Damit ist auch weiter ungeklärt, ob der Senat gegen die Entscheidung des Berliner Landgerichts vom 9. Dezember 2014, mit der die Vergabe der Konzession an die landeseigene Gesellschaft Berlin Energie gestoppt wurde, Berufung einlegt. „Voraussetzung für eine Entscheidung, wie mit dem Urteil des Landgerichts umzugehen ist, ist eine gründliche Prüfung der schriftlichen Urteilsbegründung. Diese liegt aber noch nicht vor“, erklärte ein Sprecher des für die Konzessionsvergabe zuständigen neuen Finanzsenators Matthias Kollatz-Ahnen auf E&M-Anfrage.
Der Regierende Bürgermeister hatte in einem Interview mit der „Berliner Morgenpost“ Anfang des Jahres erklärt, dass die Konzessionsvergabe Thema der Klausurtagung sein werde. „Der Finanzsenator ist offen für Gespräche mit den privaten Anbietern. Er ist bereit auszuloten, wie mögliche Kooperationen aussehen können. Das hat Einfluss auf das weitere Verfahren“, hatte Müller eine mögliche Änderung der Senatsstrategie angedeutet.
Bisher wollte vor allem die SPD als die größere der beiden Regierungsparteien eine vollständige Rekommunalisierung des von der Gasag gehaltenen Gasnetzes und des Stromnetzes, das noch in der Hand von Vattenfall ist. Der gescheiterte Versuch der Gasnetzvergabe an Berlin Energie war ein erster Schritt in diese Richtung.
Aus der SPD kommen auch nach dem Urteil des Landgerichts klare Forderungen, in Berufung zu gehen und am Rekommunalisierungskurs festzuhalten. Doch Äußerungen von Müller und Kollatz-Ahnen deuten eher darauf hin, dass die Überlegungen im Senat nun auch stark in Richtung Kooperation mit den derzeitigen Konzessionsinhabern gehen. Der Koalitionspartner CDU war immer gegen eine vollständige Rekommunalisierung.
Die Gasag hat, wie in der Ausschreibung verlangt, ein Angebot für die gemeinsame Übernahme der Konzession mit dem Land Berlin gemacht, auch Vattenfall ist bereit dazu. Der nächste Schritt bei der Neuvergabe der Stromkonzession ist der so genannte Zweite Verfahrensbrief, der bereits für Dezember 2014 angekündigt war. Darauf folgen unverbindliche Angebote der verbliebenen Bewerber − der Vattenfall-Tochter Stromnetz Berlin, Berlin Energie und der Genossenschaft BürgerEnergie Berlin. Ob die Vergabe der Konzessionen in diesem Jahr abgeschlossen werden können, erscheint derzeit völlig ungewiss.
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Januar 09, 2015

Peter Focht

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Donnerstag, 15. Januar 2015

Preisrückgang machen Speicher attraktiver

 

Bild: Fotolia.com, anweber 
Das Verbraucherinteresse an Solarstromspeichern steigt. Bundesweit nutzen nach Schätzungen des Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW-Solar) mittlerweile mehr als 15 000 Haushalte Speicher, um den Eigenverbrauch zu erhöhen. Ein Preisrutsch bei Solarstromspeichern von rund 25 % hat laut dem Branchenverband BSW-Solar das Interesse bei Verbrauchern weiter angekurbelt. Das bereits gestiegene Interesse an Solarstromspeichern lasse sich auch an der Anzahl der Förderzusagen bei der staatlichen Förderbank KfW ablesen. Im dritten Quartal 2014 wurden 32 % mehr Anträge für Speicherzuschüsse bewilligt als im zweiten Quartal 2014. Die Bundesregierung hatte im Sommer 2013 ein Förderprogramm für Solarstromspeicher aufgelegt.
Außerdem verzeichnet der BSW-Solar nach eigenen Angaben ein zunehmendes Interesse bei Energieversorgern, Stadtwerken und der Wohnungswirtschaft nach Solarenergie und anderen erneuerbaren Energien. Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des BSW-Solar: „Neue Geschäftsmodelle und Allianzen verschaffen der Energiewende Rückenwind und werden der Solarenergie weltweit zum Durchbruch verhelfen. Wir setzen darauf, dass die Politik diese für Klima und Versorgungssicherheit unverzichtbare Entwicklung befördern und verbliebene Hindernisse auf diesem Weg abbauen wird.“ Steigender Solarhunger in China, Japan und USA Neue Geschäftsmodelle sind vor allem in Deutschland nötig: Der angesetzte „Zielkorridor“ von 2,4 bis 2,6 GWp Solarzubau im Jahr 2014 wurde deutlich unterschritten und betrug 2014 nach Angaben der Europäischen Vereinigung Erneuerbare Energien (Eurosolar) 1,9 GWp. Nachdem der Zubau von 7,6 GWp im Jahr 2012 bereits 2013 mehr als halbiert wurde (3,3 GWp), schätzt der Verband, dass der neuerliche Einbruch das Aus für weitere Betriebe nach sich ziehen wird. Der BSW-Solar sieht die Situation in Deutschland positiver. Immerhin erhöhte sich die Anzahl der Solarstromanlagen 2014 um 75 000 Anlagen auf rund 1,5 Mio., die zumeist auf Eigenheimen und mittelständischen Unternehmen installiert sind. Das sei ein Anstieg von 12,9 % im Vergleich zu 2013.
Zu den weltweiten Wachstumsmärkten werden weiterhin Japan, China und die Vereinigten Staaten zählen. Nach ersten Schätzungen des BSW-Solar wuchs die weltweite Nachfrage 2014 um 10 % auf über 40 GW. Im Jahr 2015 könnte somit erstmals die 50-GW-Marke überschritten werden, so die Erwartungen der Solarbranche. Nach Einschätzungen von Energieexperten wird sich die globale Nachfrage bis 2020 vor diesem Hintergrund mindestens verdoppeln, vielleicht sogar verdreifachen.
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Januar 08, 2015

Heidi Roider

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Dienstag, 13. Januar 2015

Götz neuer Geschäftsführer von terranets bw


 Bild: Fotolia.com, Gina Sanders  

Dr. Werner Götz ist als weiterer Geschäftsführer des Ferngasnetzbetreibers terranets bw GmbH bestellt worden. Götz gehört seit 1. Januar neben der Geschäftsführung der terranets bw auch der Geschäftsführung der Stromnetzgesellschaft Transnet BW an, wie das Unternehmen am 7. Januar mitteilte. Der 52-Jährige war nach seinem Maschinenbaustudium mit Schwerpunkt Energie- und Kraftwerkstechnik beim TÜV Süddeutschland tätig, bevor er 2000 in den EnBW-Konzern kam. Dort arbeitete er in verschiedenen Managementfunktionen, zuletzt als technischer Vorstand der EnBW Erneuerbare und Konventionelle Erzeugung AG.
Der Geschäftsführung der terranets bw gehören neben Götz noch Katrin Flinspach, Sprecherin der Geschäftsführung und Cesare Rovelli an. Der Ferngasnetzbetreiber in Baden-Württemberg hatte im Juni vergangenen Jahres Flinspach zur Geschäftsführerin ernannt. Die Rechtsanwältin war bisher für den technischen Bereich zuständig, Kollege Rovelli für den administrativen Bereich. Wie die Geschäftsverteilung künftig aussieht, wird laut dem Unternehmen noch erarbeitet.
 

Dr. Werner Götz Bild: terranets bw

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Januar 07,  2015
Heidi Roider
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Montag, 12. Januar 2015

TWL schielen nach Ensys-Übernahme auf Gewerbekunden

 

 Bild: Fotolia.com, caruso13  
Die Technischen Werke Ludwigshafen AG haben mit der Übernahme der Frankfurter Ensys AG einen wichtigen Wachstumsschritt vollzogen und nehmen nun den bundesweiten Geschäftskundenbereich ins Visier. Zum Jahresende haben die Technischen Werke Ludwigshafen (TWL) die Ensys AG vollständig übernommen. Das teilte der rheinland-pfälzische Versorger am 8. Januar mit. Bisher waren die Luxemburger Selsa Vesta S.a.r.L. mit 38,26 %, die Berliner KE Power GmbH mit 36,75 % und die Süwag Energie AG mit 24,99 %, an dem mittelständische Energieunternehmen aus Frankfurt am Main beteiligt. Ensys ist im B2B-Bereich tätig und hat sich dabei vor allem auf die Belieferung von gewerblichen Filial- und Bündelkunden mit Strom und Erdgas konzentriert. Neben der Energielieferung werden aber auch ergänzende Energiedienstleistungen aus den Bereichen Verbrauchsmessung, Überwachung und dem Abrechnungsmanagament angeboten. Bekannteste Gewerbekunden der Ensys AG sind die Immobilienunternehmen Deutsche Annigton und die Systemgastronomiekette Nordsee.
Mit der Übernahme der Ensys AG wollen die TWL ihre Wachstumsstrategie weiter voranbringen und durch den überregionalen Strom- und Gasabsatz weiter wachsen. Der Übernahme muss das Bundeskartellamt noch zustimmen. Die TWL kündigten an, die Ensys AG im Laufe des Jahres in die TWL-Unternehmensgruppe zu integrieren.
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Januar 08, 2014

Kai Eckert

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Sonntag, 11. Januar 2015

Dynamik beim Windkraftausbau hält an

 

Bild: Fotolia.com, YuI 
Kurz vor dem Jahreswechsel ist im niederösterreichischen Rohrau im Bezirk Bruck an der Leitha die landesweit 1 000ste Windturbine ans Netz gegangenen, womit die installierte Gesamtleistung nunmehr mehr als 2 000 MW beträgt. Damit dürfte der Ausbaurekord von 309 MW aus dem Jahr 2013 nach den vorläufigen Zahlen der IG Windkraft, dem Pendant des Bundesverbandes Windenergie in der Alpenrepublik, in den zurückliegenden zwölf Monaten auf jeden Fall getoppt worden sein. Die genauen Zahlen will die IG Windkraft am 8. Januar bekannt geben. Nach einer Mitteilung des Windenergieverbandes hat der Aufbau der ersten 1 000 MW Windkraftleistung in Österreich 16 Jahre lang gedauert. Die zweiten 1 000 MW sind dagegen in nicht einmal vier Jahren erreichten worden. 2010 erzeugten 620 Windturbinen mit einer Leistung von 1 000 MW etwa 2,1 Mrd. kWh für 580 000 Haushalte. Mit den nunmehr 1 000 Windpropellern lassen sich rechnerisch über 1,2 Mio. Haushalte versorgen. „Damit wird in Österreich bereits so viel Windstrom erzeugt wie ein Drittel aller Haushalte verbraucht“, wird Stefan Moidl, Geschäftsführer der IG Windkraft, in einer Pressemitteilung seines Verbandes zitiert, „das sind mehr als alle Haushalte in Niederösterreich und im Burgenland gemeinsam.“
Nach einer jüngsten Studie könnten in Österreich bis 2020 bereits 50 % und bis 2030 alle Haushalte mit Windstrom versorgt werden. Um diese Ziele zu erreichen, sind nach Einschätzung der IG Windkraft stabile politische Rahmenbedingungen unverzichtbar. Den seit drei Jahren anhaltenden Windaufschwung in der Alpenrepublik habe erst eine Novelle des Ökostromgesetzes möglich gemacht. Dass es in Österreich auch anders gehen kann, haben die Jahren davor gezeigt: Da es keine akzeptablen Förderbedingungen gab, kam der Windkraftausbau zwischen 2006 und 2011 fast zum Erliegen.
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Januar 05, 2015

Ralf Köpke

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Samstag, 10. Januar 2015

Stadtwerke Lübbecke wieder voll kommunal

 

Bild: Fotolia.com, nmann77
Die Stadtwerke im ostwestfälischen Lübbecke sind seit 1. Januar wieder ein rein kommunales Unternehmen. Die Wirtschaftsbetriebe Lübbecke GmbH (WBL), eine hundertprozentige Tochter der Stadt Lübbecke, hat zum Jahresende 2014 die Anteile des RWE-Konzerns an der Stadtwerke Lübbecke GmbH erworben. RWE hielt seit 2004 einen Anteil von 24,9 % an dem Unternehmen.
Die Gesellschafterversammlung der WBL hatte schon im August 2012 beschlossen, die RWE-Anteile zurückzukaufen. Anfang Oktober 2014 hatte die Stadt die Konzessionsverträge mit den Stadtwerken für das Strom- und das Gasnetz in Lübbecke verlängert. Das nun wieder zu 100 % kommunale Unternehmen versorgt die 26 000-Einwohner-Stadt Lübbecke mit Strom, Gas, Wärme und Wasser. Im Jahr 2013 wurden 67,9 Mio. kWh Strom und 264 Mio. kWh Erdgas abgesetzt. Der Umsatz lag bei 28,5 Mio. Euro.
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Januar 05, 2015

Peter Focht

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Freitag, 9. Januar 2015

Windstromerzeugung mit Rekordzahlen

 

Bild: Fotolia.com, 3Dmask  

Der zurückliegende Dezember ist nach einer Mitteilung des Internationalen Wirtschaftsforums Regenerative Energien (IWR) mit Sitz in Münster hierzulande der Monat mit der bislang höchsten Windstromerzeugung gewesen. Mit insgesamt 8,9 Mrd. kWh konnte die bisherige Rekordmarke aus dem Dezember 2011 mit 8,4 Mrd. kWh übertroffen werden. „Hauptgrund für den Windstrom-Rekordmonat ist die aktuelle zyklonale Wetterlage mit sehr vielen Tiefdruckgebieten“, erklärt IWR-Direktor Dr. Norbert Allnoch das Wind-Hoch.

Nach Auswertung vorläufiger Daten der Strombörse geht Allnoch auch von einer neuen Rekord-Erzeugung für das Gesamtjahr aus. Alle Windturbinen an Land und auf See haben laut Strombörse in den zurückliegenden zwölf Monaten zusammen 51,4 Mrd. kWh Windstrom produziert, im Vorjahr lag der Wert bei 47,2 Mrd. kWh.Dieses Plus basiert nach Worten von IWR-Direktor Allnoch vor allem auf dem dynamischen Windkraftausbau an Land: Für das zurückliegende Jahr erwarten Windkraftexperten einen Neubau allein an Land von mindestens 3 500 MW, wenn nicht sogar von etwas mehr als 4 000 MW. Auf jeden Fall wird der letztjährige Zubau die alte Rekordmarke von 3 247 MW aus dem Jahr 2002 toppen.
Für das kommende Jahre erwartet Allnoch bereits den nächsten Rekord bei der Windstromerzeugung: „Im Verlaufe des Jahres gehen gut ein halbes Dutzend Offshore-Windparks ans Netz, die ihren Strom hauptsächlich in den wind- und verbrauchsstarken Wintermonaten erzeugen.“

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Januar 05, 2015

Ralf Köpke

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Gabriel droht Bayern mit Aufteilung des Strommarkts

 

Bild: Fotolia.com, Tom-Hanisch 

Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel warnt, dass bei weiter fehlenden Stromleitungen die EU die Unterteilung des deutschen Strommarkts in zwei Preiszonen durchsetzen wird. Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel (SPD) hat dem bayerischen Ministerpräsidenten Horst Seehofer (CSU) mit der Zweiteilung des deutschen Strommarkts gedroht, wenn Bayern den Bau von neuen Stromtrassen verweigere. „Strom in Bayern bleibt dann knapp und wird mit dem Abschalten der Atomkraftwerke in den nächsten Jahren noch knapper. Und alles was knapp ist, wird teuer“, sagte Gabriel der „Bild am Sonntag“.

Der Bundeswirtschaftsminister warnte den bayerischen Ministerpräsidenten davor, dass bei weiter fehlenden Nord-Süd-Leitungen die Europäische Kommission auf Änderungen beim Zuschnitt der Preiszonen drängen werde. „Man muss kein Prophet sein, um zu wissen, dass dann irgendwann die EU die bislang einheitliche Preiszone in Deutschland aufteilen wird: in eine preiswerte im Norden und eine teurere im Süden“, sagte Gabriel der Zeitung. Er verlangte von Seehofer eine schnelle Antwort in dieser Frage: „Bayern muss sich im Januar endgültig für die beiden geplanten Stromtrassen nach Süden entscheiden.“
Die Aufteilung des deutschen Strommarkts in mehrere Preiszonen war von einer EU-Studie ins Gespräch gebracht worden, über die E&M Powernews im August 2014 erstmals berichtet hatte. Laut dieser Studie könnte die Unterteilung des deutschen Strommarktes in Preiszonen das geeignetste kurzfristig wirksame Instrument sein, um unerwünschte „Loop Flows“, also ungeplante Kreisflüsse von Strom, zu verhindern.
Durch die hohe Stromerzeugung in Norddeutschland und die schwachen innerdeutschen Transportleitungen nach Süden kommt es im Osten Deutschlands in den Stromnetzen von Polen, Tschechien, Ungarn sowie im Westen in den Niederlanden und Belgien und Nord-Frankreich zu diesen ungewollten Stromflüssen. Die Loop Flows blockieren Leitungen und verschlechtern die Sicherheit der Versorgung.
Durch die Einrichtung von zwei Preiszonen könnte sich laut der Studie der norwegischen Thema Consulting Group die Kilowattstunde in Bayern und Baden-Württemberg um ca. 0,1 bis ca. 0,6 Cent gegenüber den deutschlandweiten Strompreisen verteuern. Unter extremen Bedingungen könnte die Preiserhöhung sogar 1,6 Ct/kWh ausmachen. Die Strompreise in Norddeutschland würden dagegen je nach Annahme merklich fallen.
Seehofer hatte im vergangenen Jahr die von den Netzbetreibern als notwendig dargestellten neuen Höchstspannungstrassen grundsätzlich in Frage gestellt. Geplant sind Verbindungen von Schleswig-Holstein ins bayerische Grafenrheinfeld (Süd-Link) und von Magdeburg in Sachsen-Anhalt bis zum Kernkraftwerk Grundremmingen in Schwaben (Ost-Süd-Trasse). Der Chef der bayerischen Staatskanzlei, Marcel Huber, hatte am 1. Januar noch einmal die geplante Versorgung Süddeutschlands mit Strom aus norddeutschen Windkraftanlagen in Frage gestellt, jetzt auch aus wirtschaftlichen Gründen. Gas seid derzeit wirtschaftlicher als regenerative Energie, wurde Huber zitiert. Das Gaskraftwerk Irsching, das modernste der Welt, produziere für 5 Ct/kWh. Offshore-Windkraft produziere für 18 Ct/kWh.

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Januar 05, 2014

Timm Krägenow

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Mittwoch, 7. Januar 2015

Wer zu spät kommt, verpasst den Markt

Bild: Fotolia.com, unique3d

Für die Anbieter von Smart Metern geht es um mehr als nur Messdienstleistungen. Es geht um neue Geschäftsmodelle.Die Erklärung ist so einfach wie plausibel: Smart Communities sind Orte, an denen die Energiewende umgesetzt ist, an denen Verbrauch und volatile Energieerzeugung in Einklang gebracht werden. Nichts weniger hat sich Toshiba in Deutschland auf die Fahne geschrieben, als dafür eine Bauanleitung und einen Werkzeugkasten zu liefern.

Eine wesentliche Rolle dabei spielt Landis + Gyr, ein Unternehmen der Toshiba-Gruppe, an dem mit 40 % auch das Innovation Network Corporation of Japan beteiligt ist. Chef der deutschen Niederlassung ist Peter Heuell Der promovierte Ingenieur der Elektrotechnik präzisiert die Strategie: „Wir entwickeln ein regionales Energiemanagement für den hiesigen Markt, das insbesondere Anwendungsfälle aus Sicht des Netzbetreibers im Fokus hat.“ Es gehe um mehr als Messdienstleistungen, für die das Unternehmen vor allem hierzulande bekannt ist. Es gehe um Demand Side Management, Einspeisemanagement und beispielsweise auch um die Steuerung regelbarer Ortsnetztrafos und Batterien. Die Plattform, die dafür im Nürnberger Smart Solution Center vorbereitet wird, beruht auf einer Weiterentwicklung des Micro-Energiemanagementsystems der japanischen Konzernmutter.
Interessenten für das System gibt es bereits und im ersten Quartal könnten auch Referenzen spruchreif werden. Dabei sind die regulatorischen Rahmenbedingungen aus Heuells Sicht anpassungsbedürftig. „Eine kleinteilige geographische Optimierung des Netzes ist derzeit noch nicht möglich, da Verteilnetzbetreiber zum Beispiel keine Speicher betreiben dürfen und das Einspeisemanagement nur vom Übertragungsnetzbetreiber gesteuert wird.“ Doch seiner Ansicht nach hat das Umdenken in der Politik bereits begonnen. Anzeichen dafür seien erkennbar, wie beispielsweise das BMWi-Förderprogramm „Intelligente Energie“. Dennoch müsse man sich darüber im Klaren sein, dass die vollständige „Smartfizierung“ sowohl der Politik als auch der Energiewirtschaft nicht in einigen Monaten zu schaffen sei.Ist damit die Zeit für eine intelligente Lösung aus dem Hause Toshiba/Landis+Gyr vielleicht noch gar nicht reif? Peter Heuell steht eher auf dem Standpunkt: Wer zu spät kommt verpasst den Markt. Zwar bestehe für First Mover immer die Gefahr, Geld zu verbrennen. Die Gelegenheit, mit Pilotprojekten Erfahrungen zu sammeln und Prozesse zu optimieren, wiege dieses Risiko allerdings bei Weitem wieder auf.

„Smart Meter sind keine iPhones“

Die jüngsten Diskussionen um die Sinnhaftigkeit eines flächendeckenden Einsatzes von Smart Metern sieht Heuell gelassen. Im Ansatz der Bundesregierung sieht er den richtigen Weg: zunächst ein Roll Out mit 10, 15 oder 20 % Abdeckung, dann werde sich die Erkenntnis schon durchsetzen, was die Technologie alles leisten kann. „Wir müssen eine zukunftsfähige Plattform schaffen“, so sein Credo. „Unser Smart Meter Design bietet dafür eine hervorragende Basis.“ Die Schnittstelle zu Anlagenbetreibern und Endkunden, die genutzt werden könnten, um virtuelle Kraftwerke aufzubauen und zu steuern, sei ein Merkmal dieser Zukunftsfähigkeit. Die Datenerfassung für die Abrechnung variabler Tarife verstehe sich dagegen von selbst.
„Smart Meter sind keine iPhones“, sagt Heuell und verdeutlicht damit, nicht die Geräte an sich sind attraktiv, sondern die Geschäftsmodelle, die Energieversorger darauf aufsetzen können. Nach seiner Überzeugung wird am Anfang noch das reine Energiemanagement im Vordergrund stehen. Aber neue Ansätze, wie Mieterstrom, bei denen der Mieter nicht mehr vom EVU, sondern vom Vermieter aus dessen BHKW- oder PV-Anlage seinen Strom bezieht, könnten an Bedeutung gewinnen, glaubt Heuell. In einem weiteren Schritt sei sogar vorstellbar, künftig über BSI-konforme Software Updates für die Brennersteuerung von Heizanlagen zu machen. Gerade die Einsatzmöglichkeiten, um Effizienzsteigerungen zu erzielen, sind aus seiner Sicht besonders attraktiv.
Wenn Technologien erprobt sind und ihr Nutzen offensichtlich wird, ist ein großer Schritt in Richtung Akzeptanz gemacht. Eine Baustelle bleibe aber noch: die Frage der Kosten. Diese gegenüber dem Nutzen ins richtige Verhältnis zu setzen, sei wohl die wesentliche Herausforderung, vor der Wirtschaft und Politik im Moment noch stehen.

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Januar 02, 2015

Fritz Wilhelm

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Dienstag, 6. Januar 2015

Eon auf Kundenfang im Supermarkt

Bild: Fotolia.com, Photo-K

Der Düsseldorfer Eon-Konzern will seine Vertriebsaktivitäten breiter aufstellen, um noch mehr Kunden gewinnen zu können.Neben Lebensmitteln könnten Kunden künftig auch Strom im Discount-Supermarkt einkaufen. Dies berichtet das Online-Portal des Nachrichtensenders n-tv. "Zur Zeit sind wir mit mehreren Kooperationspartnern im Gespräch, mit denen wir Verkaufspunkte einrichten wollen", zitiert n-tv den zuständigen Eon-Geschäftsführer Uwe Kolks. Eon will den Angaben zufolge seine Serviceleistungen im Privatkundengeschäft insgesamt ausbauen. "Die Kunden erwarten zunehmend mehr und anderes von uns", so Kolks.

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Januar 02, 2015

Andreas Kögler

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Montag, 5. Januar 2015

PV-Zubau weiter rückläufig

 

Bild: Fotolia.com, @nt 

Nach Angaben der Bundesnetzagentur sinkt die Einspeisevergütung für Strom aus Photovoltaikanlagen im Zeitraum zwischen dem 1. Januar 2015 und 1. März 2015 jeweils zum Monatsersten um 0,25 %. In den vergangenen zwölf Monaten sei der Photovoltaikzubau mit 1 953 MW erneut unterhalb des gesetzlich festgelegten Zubaukorridors geblieben, teilte die Bundesnetzagentur Ende Dezember mit. Bis November 2014 sei der Zubau im Vergleich zum Vorjahr um 43 % gesunken, erklärte Peter Franke, Vizepräsident der Behörde.

Die Einspeisevergütung für Strom aus Photovoltaik-Anlagen wird nach den Regelungen des EEG monatlich angepasst. Hierbei ist eine konstante Absenkung der Vergütungssätze um jeweils 0,5 % vorgesehen. Die Einspeisevergütung wird zusätzlich abgesenkt, wenn sich der Zubau oberhalb des im EEG festgelegten Korridors von 2 400 MW bis 2 600 MW pro Jahr bewegt. Die Absenkung erfolgt dabei stufenweise je nach Höhe der Überschreitung. Eine Unterschreitung des Zubaukorridors führt hingegen dazu, dass die Vergütung weniger stark sinkt, gleich bleibt oder sogar ansteigt. Für den Zeitraum 1. Oktober 2014 bis 1. Dezember 2014 hatte die Bundesnetzagentur die Einspeisevergütung für PV-Anlagen bereits um 0,25 % reduziert.
Neben dem Meldeportal, das der Erfassung der Photovoltaik-Anlagen dient, führt die Bundesnetzagentur seit dem 1. August 2014 ein Anlagenregister, um den Zubau der anderen erneuerbaren Energien zu dokumentieren. Für den Zeitraum August 2014 bis November 2014 betrug der Zubau der Windenergie an Land 1 296 MW netto. Es wurden 1 439 MW neu installierter Windenergieleistung an Land in Betrieb genommen und 143 MW endgültig stillgelegt. Im gleichen Zeitraum wurden Biomasseanlagen mit einer Leistung von insgesamt 15 MW neu in Betrieb genommen. Für die Flexibilitätsprämie von Biomasse-Bestandsanlagen ist ein "Deckel" mit einer Obergrenze von insgesamt 1 350 MW zusätzlich installierter Leistung vorgesehen. Bis Ende November 2014 betrug der hierauf anrechenbare Zubau rund 6 MW.

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Dezember 30, 2014

Timm Krägenow

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Samstag, 3. Januar 2015

BDEW fürchtet französisches Solo bei Kapazitätsmarkt


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Durch die geplanten Zahlungen für das Bereithalten von Kraftwerken in Frankreich werde verhindert, dass der Strompreis in Deutschland wieder auf ein kostendeckendes Niveau steigen könne, warnt der Verband. In der deutschen Energiewirtschaft wachsen die Sorgen, dass unterschiedliche Weichenstellungen in der Strommarktpolitik in Deutschland und Frankreich zu Nachteilen für Versorgungssicherheit und Kraftwerke in Deutschland führen werden. Konkret fürchtet der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), dass von der französischen Regierung geplante Zahlungen für das Bereithalten von Kraftwerken in Frankreich die Wirtschaftlichkeit von Kraftwerken in Deutschland weiter verschlechtern werden. Damit könne „der Strompreis in Deutschland kaum mehr auf ein kostendeckendes Niveau steigen“, warnt der Verband in einem im Dezember veröffentlichten Positionspapier. Die Aussage der deutschen Regierung, dass der französische Kapazitätsmarkt „keinen relevanten Einfluss“ auf die Leistungsfähigkeit des Strommarktes in Deutschland habe, treffe nicht zu, kritisiert der BDEW. „Der französische Übertragungsnetzbetreiber plant mit der Einführungdes Kapazitätsmarktes französische Lastspitzen, die in kalten Wintern statistisch einmal in zehn Jahren auftreten, abzusichern“, fasst der BDEW die Pläne Frankreichs zusammen: „Damit wird es in Frankreich in neun von zehn Jahren Kapazitäten geben, die zur deutschen Nachfragedeckung beitragen, nicht aber im zehnten Jahr.“ So würden die für die Finanzierung von Kraftwerken notwendigen Preisspitzen in Deutschland verhindert, ohne dass die französischen Kapazitäten in tatsächlichen Knappheitsfällen dem deutschen Verbraucher zur Verfügung stehen würden.

Außerdem sähen die französischen Pläne vor, Überkapazitäten in Anrainerstaaten wie Deutschland von den inländischen Kapazitätsverpflichtungen abzuziehen. Würden also in Deutschland Kraftwerke stillgelegt, würden in Frankreich zwangsläufig Kraftwerke zugebaut. Dies werde – zusätzlich zum weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien – die Fixkostendeckung von notwendiger gesicherter Leistung in Deutschland weiter erschweren, warnt der Verband.
Der BDEW fordert die Bundesregierung auf, wichtige Fragen der Strommarktpolitik im direkten Dialog mit Frankreich anzugehen. Beide Länder zusammen repräsentierten mehr als ein Drittel des Stromverbrauchs und der Stromerzeugung in Europa. Zu klären sei unter anderem, wie sich deutschte Kraftwerke künftig am französischen Kapazitätsmarkt beteiligen können und wie es sich auswirke, wenn sich Frankreich für einen Kapazitätsmechanismus und Deutschland für die Verbesserung des Energy-only-Marktes entscheide. Vor der Beteiligung von ausländischen Kraftwerken an nationalen Kapazitätsmärkten müsse unter anderem auch die Verfügbarkeit ausreichender Transportkapazitäten untersucht werden. In seiner Stellungnahme zum Grünbuch des Bundeswirtschaftsministeriums zum künftigen Strommarkt schlägt der BDEW für Deutschland einen Stufen-Plan vor. Die erste Stufe solle eine marktbasierte strategische Reserve und Maßnahmen zur Ertüchtigung des Strommarkts enthalten. Gleichzeitig sollten bereits in dieser Legislaturperiode die gesetzlichen Grundlagen für einen Kapazitätsmarkt nach dem BDEW-Vorschlag des dezentralen Leistungsmarktes gelegt werden. Mit diesem Vorgehen könne empirisch getestet werden, ob ein Energy-only-Markt in der Lage sei, ein Leistungsbilanzgleichgewicht zu gewährleisten: „Ist er dies nicht, würde die Strategische Reserve stark anwachsen“, heißt es in dem BDEW-Papier: „Eine zu große Strategische Reserve ist aber volkswirtschaftlich ineffizient und für die Verbraucher zu teuer.“ Damit eine ineffizient große Strategische Reserve rechtzeitig durch einen Kapazitätsmarkt abgelöst werden kann, müsse bereits jetzt Klarheit über die Frage „Was kommt danach?“ geschaffen werden.
Der vorstehende Beitrag zum Thema  BDEW wurde bereitgestellt von: Energie & Management
Dezember 30, 2014
Timm Krägenow
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Donnerstag, 1. Januar 2015

Dobrindt will Schnellladesäulen an allen Autobahnraststätten

Bild: Fotolia_36528687_S© JiSIGN - Fotoliacom  Bis 2017 sollen Elektroautos ihre Akkus an allen Raststätten aufladen können. Der Bundesverkehrsminister will damit die Voraussetzungen für bundesweite Fahrten schaffen. Bis 2017 sollen alle deutschen Autobahnraststätten mit Schnellladestationen ausgerüstet werden. Das hat Bundesverkehrsminister Alexander Dobrindt (CSU) in einem Interview mit der Zeitung „Passauer Neue Presse“ angekündigt. „Künftig soll es möglich sein, mit einem Elektrofahrzeug von der Nordsee bis an die Zugspitze zu fahren“ , wurde Dobrindt am 27. Dezember von der Zeitung zitiert. Mit dem Elektromobilitätsgesetz habe die Bundesregierung zusätzliche Anreize für Elektroautos auf den Weg gebracht, sagte der Minister der Zeitung: „Jetzt geht es darum, die Ladeinfrastruktur zu verbessern.“ Um dieses Ziel zu erreichen, wird die Betreibergesellschaft Tank & Rast GmbH nach Angaben des Verkehrsministeriums ihre 400 eigenen Raststätten an Autobahnen vollständig mit Schnellladestationen und entsprechenden Parkplätzen ausstatten. In einem ersten Schritt sollen 50 Standorte mit der Ladetechnik ausgerüstet werden. Bis 2017 ist dann geplant, dass alle Tank & Rast-Anlagen über die Ladeinfrastruktur verfügen. Für die etwa 30 Raststätten, die von anderen Unternehmen betrieben, wird eine entsprechende Vereinbarung angestrebt. Zu den Baukosten soll es einen Zuschuss aus der Bundeskasse geben, die Betriebskosten müssen von den Betreibern getragen werden. Bislang gibt es in Deutschland rund 100 Schnellladestationen für Elektroautos. Diese Technik ermöglicht es, schon nach kurzer Pause die Fahrt mit teilgeladener Batterie wieder fortzusetzen. Bundesweit waren Ende Oktober 24 000 Elektroautos zugelassen. Die Bundesregierung hält am ihrem Ziel fest, die Zahl bis zum Jahr 2020 auf eine Million zu erhöhen. Der vorstehende Beitrag zum Thema Schnellladesäulen wurde bereitgestellt von: Energie & Management

Dezember 29, 2014

Timm Krägenow

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