Dienstag, 31. März 2015

Klimaschutz und Energiewende europäisch umsetzen

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Ein Ausbau des Emissionshandelssystems (ETS), eine marktorientierte Förderung der erneuerbaren Energien und eine Stärkung des Strombinnenmarktes sind aus Sicht drei führender wissenschaftlicher Akademien die zentralen Punkte für eine modellhafte europäische Energie- und Klimapolitik.Die Deutsche Akademie für Technikwissenschaften (acatech), die Nationale Akademie der Wissenschaften Leopoldina sowie die Union der deutschen Akademien der Wissenschaften haben zusammen mit weiteren Experten in ihrem gemeinsamen Projekt “Energiesysteme der Zukunft“ untersucht, welche Gestaltungsmöglichkeiten es für eine gemeinsame europäische Energie- und Klimapolitik und für eine stärkere Verzahnung der deutschen Energiewendepolitik damit gibt.

„Das primäre Ziel einer europäisch integrierten Energiewende sollte der Ausbau des Europäischen Emissionshandelssystems sein“, sagt der Projektleiter, Präsident des Rheinisch-Westfälischen Instituts für Wirtschaftsforschung (RWI) und Vorsitzende der Wirtschaftsweisen Christoph Schmidt. Mit dem ETS könnte die Treibhausgasminderung in Europa zu volkswirtschaftlich vertretbaren Preisen erfolgen. Um das Problem zu lösen, dass es wegen der niedrigen Zertifikatepreise nicht genug Investitionsanreize für klimafreundliche Technologien gibt, plädieren die Wissenschaftler für einen alternativen Ansatz statt der von der EU-Kommission vorgeschlagenen Marktstabilitätsreserve: Für die Auktionierung der Zertifikate sollte ein fester Preiskorridor mit Mindest- und Höchstpreis definiert werden. Zur Höhe wolle man sich nicht äußern, so Schmidt. „Das ist jenseits unseres Mandats.“
Nun ist aber bekannt, dass einige europäische Länder sich gegen eine Verschärfung des Emissionshandels stemmen. „Für die besonders betroffenen Länder wie etwa Polen, sollte es Transfers geben“, sagt dazu Justus Haucap, Direktor des Instituts für Wettbewerbsökonomie der Universität Düsseldorf. Bereits jetzt gebe es einen gewissen Lastenausgleich, indem 12 % der Auktionserlöse umverteilt werden. Dies könne aufgestockt werden. Das ETS sollte zudem auf weitere Sektoren wie etwa den Verkehr und die Landwirtschaft ausgeweitet werden. Damit könnte er auch zu einem internationalen Modell werden, meinen die Wissenschaftler.
Die Erneuerbaren-Förderung sollte längerfristig über das ETS erfolgen. Bis dahin sprechen sich die Wissenschaftler für eine stufenweise europaweite Harmonisierung der Fördersysteme für die erneuerbaren Energien aus. Zum einen aus Kostengründen, zum anderen, so Haucap, könnte diese ein Stück weit die wegen des EU-Beihilferechts immer noch bestehende Rechtsunsicherheit nehmen.
Beschäftigt hat man sich auch mit den Auswirkungen des steigenden Erneuerbaren-Anteils auf den Strombinnenmarkt. Denn zunehmend müssten regionale Schwankungen bei Erzeugung und Verbrauch ausgeglichen werden. Eine Option bestünde darin, die Übertragungs- und Verteilnetze in großem Umfang auszubauen – mit entsprechenden Milliardenkosten. Die zweite Option wäre laut der Studie, den überschüssigen Erneuerbaren-Strom häufiger abzuregeln, das Redispatch auf ausländische Kraftwerke zu erweitern und die Nachfrage stärker zu flexibilisieren (demand side management).
Um einen Anreiz dafür zu setzen, dass Stromerzeugungskapazitäten dort aufgebaut werden, wo sie benötigt werden, sollte aus Sicht der Wissenschaftler sich die Knappheit in regional höheren Strompreisen spiegeln. Sie plädieren daher für ein grenzüberschreitendes market splitting. Alternativ könnten die Netzentgelte regional stärker ausdifferenziert werden. Das gebe es in einigen Ländern bereits, sagt Haucap. Er verweist dazu auf Großbritannien: „Wer in Südengland einspeist, zahlt deutlich weniger als in Schottland.“
Die Stellungnahme der Akademien findet sich unterwww.acatech.de/energiewende-europaeisch-integrieren

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März 26, 2015

Angelika Nikionok-Ehrlich

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Montag, 30. März 2015

Französischer Kapazitätsmarkt kappt deutsche Strompreise

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Der Thinktank "Agora Energiewende" hat die Auswirkungen des kommenden Kapazitätsmarkts in Frankreich auf den deutschen Strommarkt untersucht: Die Kunden werden profitieren, die Kraftwerksbetreiber leiden.Der Kapazitätsmarkt in Frankreich wird voraussichtlich auch Folgen für den Strommarkt in Deutschland haben. Zu diesem Ergebnis kommt eine Studie im Auftrag des Thinktanks „Agora Energiewende“. Die Stromkunden in Deutschland werden vor allem an kalten Wintertagen mit sehr hoher Stromnachfrage davon profitieren, dass die Kapazitätszahlungen in Frankreich die Ausschläge der Strompreise nach oben begrenzen. „Der französische Kapazitätsmarkt führt .. dazu, dass die französischen Stromkunden die Spitzenpreise in Knappheitssituationen an der deutsch-französischen Strombörse herunterkaufen“, fasst Agora-Direktor Patrick Graichen die Ergebnisse zusammen. Allerdings werden diese Effekte nicht riesig ausfallen, weil zwischen Frankreich und Deutschland nur Übertragungskapazitäten von rund 3 GW existieren.

Frankreich bereitet gerade einen Kapazitätsmarkt vor, bei dem sich die Stromkunden für Stunden mit knappem Stromangebot mit Versorgungssicherheitszertifikaten eindecken müssen. Mit den Zahlungen für diese Zertifikate wird das Vorhalten von Kraftwerken finanziert, deren Gesamtkapazität möglicherweise nur in Abstand von mehreren Jahren an wenigen Tagen tatsächlich für die Bewältigung einer Knappheitssituation benötigt wird. Die durch Kapazitätszahlungen mitfinanzierten Kraftwerke dürfen normal am europäischen Strommarkt teilnehmen. „Verlierer“ bei der Einführung des Kapazitätsmarktes in Frankreich werden laut der Studie die deutschen Kraftwerksbetreiber sein, die in geringerem Ausmaß von Spitzenpreisen profitieren können.
Das Bundeswirtschaftsministerium hat in diesem März entschieden, dass es die Einführung eines Kapazitätsmarktes in Deutschland ablehnt. Stattdessen soll der bestehende Energy-only-Markt so reformiert werden, dass die Anreize für die Bilanzkreisverantwortlichen, sich in jedem Moment mit genügend Strom einzudecken, noch deutlicher ausfallen. Notwendige neue Investitionen in Erzeugungskapazitäten sollen sich über Preisspitzen an der Strombörse in Knappheitssituationen finanzieren. Die Agora-Studie kommt jetzt zu dem Ergebnis, dass die in Deutschland zu erwartenden Preisspitzen durch das Vorhalten von Kraftwerken in Frankreich abgemildert werden. Dies wird voraussichtlich auch Folgen für das Kalkül von Investoren haben, die über den Bau von Kraftwerken in Deutschland nachdenken.
Die Studie hat darüber hinaus auch das Kapazitätsmarkt-Modell, das jetzt in Frankreich eingeführt wird, mit dem Vorschlag für einen solchen dezentralen Leistungsmarkt verglichen, den die Verbände der Energiewirtschaft für Deutschland vorgeschlagen haben. In beiden Modellen müssen Stromkunden handelbare Leistungszertifikate kaufen, mit denen das Vorhalten von Kraftwerken finanziert wird. Trotz aller Ähnlichkeiten der beiden Modelle gibt es aber auch gravierende Unterschiede. Im französischen Kapazitätsmarkt spiele der Übertragungsnetzbetreiber RTE eine zentrale Rolle, weil er überprüft, ob sich die Stromvertriebe tatsächlich mit genügend Zertifikaten über gesicherte Leistung eindeckt haben, erklärt die Agora. Eine vergleichbare Kontrollinstanz fehle beim deutschen Modellvorschlag. „Das französische Modell ist weitaus rigider, wenn es darum geht, die Verfügbarkeit von Leistung zu Zeiten mit Knappheit nicht nur anzureizen, sondern auch durchzusetzen“, sagt Graichen: „Wollte man den dezentralen Leistungsmarkt in Deutschland umsetzen, müsste man sicherlich ähnlich wie in Frankreich stärkere Überwachung und Kontrollen einführen als bisher diskutiert.“

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März 26, 2015

Timm Krägenow

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Samstag, 28. März 2015

Offshore-Windstrom billiger als Atomstrom

Bild: Fotolia.com, zentilia

Auf dem jüngsten Treffen der Offshore-Windindustrie in Kopenhagen waren weniger die neuen Multi-Megawatt-Propeller das Gesprächsthema, sondern das Ausschreibungsergebnis für das Projekt Horns Rev 3.Das Wetter in Kopenhagen bot in der zweiten Märzwoche einen Hauch von Vorfrühling. Zwar blies mitunter der Wind recht kräftig, aber die Sonnenstrahlen hatten schon einiges an Kraft. Dieses angenehme meteorologische Ambiente dürfte auch zum Gelingen des diesjährigen Offshore-Windenergie-Treffen der European Wind Energy Association in Dänemarks Hauptstadt beigetragen haben. „Die Stimmung in unserer Branche hat sich seit unserer letzten Konferenz, die vor 15 Monaten in Frankfurt stattgefunden hat, eindeutig gebessert“, konstatierte Jens Tommerup, Geschäftsführer des Offshore-Windturbinenherstellers MHI Vestas.

Tommerup mag da an den ersten Auftrag für seinen Riesenpropeller mit 8 MW Leistung gedacht haben. Ronny Meyer hatte für den deutschen Markt eher die Planungssicherheit im Sinn, die die letztjährige Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes mit sich gebracht hat: „Genau das hat uns in den vergangenen zwei Jahren wirklich gefehlt. Wir wissen zumindest bis 2020, wie es bei uns weitergeht.“
Zu dem von Tommerup und Meyer wahrgenommenen Stimmungsumschwung haben die Fortschritte bei der Kostenreduktion für die Offshore-Windenergie beigetragen. Das jüngste Beispiel dafür sind die Ergebnisse der Ende Februar bekannt gegebenen Ausschreibung für das Projekt Horns Rev 3 vor der dänischen Westküste. Der Vattenfall-Konzern bekam den Zuschlag für sein Gebot von 10,31 Cent pro Kilowattstunde, was, so war in Kopenhagen zu vernehmen, bei Dänemarks halbstaatlichem Energiekonzern Dong Energy für blankes Entsetzen gesorgt haben soll. „Das ist ein Rückgang von 32 Prozent gegenüber unserer letzten Ausschreibung im Jahr 2010“, freute sich hingegen Dänemarks Klimaschutz- und Energieminister Rasmus Petersen, „die Offshore-Windenergie ist nicht mehr weit entfernt von der Wettbewerbsfähigkeit mit den konventionellen Energien.“ Nach seinen Worten werde Horns Rev 3 seinen Strom billiger als die geplanten zwei Atomkraftwerke im südenglischen Hinkley Point erzeugen.
Dänemark ist derzeit das Paradebeispiel für den Ausbau der Windenergie in Europa: Auch dank des Offshore-Ausbaus lag der Anteil der Windenergie an der dänischen Stromerzeugung im vergangenen Jahr bei 39 %, als Zwischenziel sollen es 50 Prozent im Jahr 2020 werden. Das Langfristziel der Kopenhagener Regierung ist es, eine komplett regenerative Stromerzeugung im Jahr 2050 zu erreichen. Petersen plädierte inständig dafür, diesen Weg beizubehalten.
Den warnenden Unterton in seiner Rede während der Auftaktveranstaltung hatte er nicht umsonst angestimmt: Die bislang oppositionelle Volkspartei hat für die wohl im September in Dänemark anstehenden Parlamentswahl bereits angekündigt, im Falle einer Regierungsübernahme die bisherige Energie- und Windenergiepolitik zu überdenken. Allerdings dürfte sich nach den Ausschreibungsergebnissen für Horns Rev 3 ein Teil ihrer bisherigen Argumente gegen die Offshore-Windenergie erledigt haben.
Dass der aktuelle dänische Weg durchaus Vorbildcharakter hat, unterstrich der neue schwedische Energieminister Ibrahim Baylan: „Wir haben das gleiche Ziel wie Dänemark, nämlich unsere Stromversorgung bis 2050 zu 100 Prozent auf erneuerbare Energien umzustellen.“ Dank der Wasserkraft liegt der landesweite Ökostromanteil nach seinen Worten aktuell bei 53 %. Vattenfalls Atomreaktoren liefern weitere rund 40 Prozent zur Stromerzeugung. Da einige dieser Meiler in den nächsten zehn, 15 Jahren vom Netz gehen, will die Regierung in Stockholm insbesondere die Offshore-Windenergie ausbauen: „Dieser Energieträger hat das größte Ausbaupotenzial bei uns“, betonte Baylan. Im Juni will Schwedens Energieminister die neuen Förderregularien vorstellen: „Das ist notwendig, da wir einen Teil des Atomstroms künftig durch Offshore-Windstrom ersetzen wollen.“
Wenn es auf der EWEA-Offshore-Konferenz einen Trend zu beobachten gab, dann den zu größeren Hochsee-Windpropellern. MHI Vestas hat mit seiner V164 den Benchmark gesetzt. In die gleiche Größenklasse will das neue Joint Venture zwischen Areva Wind und Spaniens führendem Windturbinenhersteller Gamesa vorstoßen: Adwen (was für Avanced Wind Energy steht) will Ende 2016 den Prototypen der neuen AD 8-180 präsentieren, einen Brummer mit ebenfalls 8 MW Generatorleistung und einem Rotordurchmesser von 180 Metern.
Was den Siemens Konzern, im vergangenen Jahr nach einer Untersuchung des Consultingbüros Make mit einem Marktanteil von gut 76 % uneingeschränkter Marktführer auf See, nicht unbeunruhigt. Siemens stellte in Kopenhagen seine neue getriebelose 7-MW-Maschine vor, ein Update der bereits in den Markt eingeführten 6 MW-Turbine. „Unsere neue Anlage ist bereits real und steht nicht nur auf dem Papier“, betonte Michael Hannibal, Chef der Offshore-Windsparte, selbstbewusst. Da die neue 7-MW-Anlage nur wenige technologische Neuerung aufweise, sei der Offshore-Windpropeller ohne Probleme von den Banken finanzierbar. „Wir gehen davon aus, dass wir die neue Anlage ab Mitte 2017 an Kunden ausliefern können.“ Vom Vorläufer-Modell, der SWT 6-154 hat Siemens nach Hannibals Angaben bislang mehr als 300 Anlagen verkauft: „Eine solche Stückzahl kann keiner unserer Wettbewerber in dieser Leistungsklasse vorweisen.“
Siemens setzte in Kopenhagen voll auf die Karte Kostenreduktion. „Mit unserer neuen 7-MW-Turbine ist ein Mehrertrag von rund zehn Prozent möglich“, betonte Hannibal, „mit unserem neuen Arbeitspferd werden durchschnittliche Erzeugungskosten von weniger als zehn Cent pro Kilowattstunde über die gesamte Betriebsdauer möglich sein.“
Zusätzlich stellte Siemens eine neue Wechselstromlösung für den Netzanschluss von küstennahen Windturbinen vor. „Unsere Neuheit dient als Ersatz für die bisher verwendeten Umspannplattformen“, sagte Tim Dawidowsky, der die Geschäftseinheit Transmission Solutions leitet, „allein mit dieser Lösung ist eine Kostenersparnis zwischen 30 und 40 Prozent möglich.“ Das in den vergangenen Monaten entwickelte Transformatormodul ist direkt mit der Windturbine verbunden und wird als dezentrales Übertragungssystem installiert. Um bei größeren Hochseewindparks die erforderliche Übertragungskapazität zu erreichen, ist es erforderlich, mehrere Module miteinander zu verbinden.
Was bleibt, ist die spannende Frage, welche Auswirkungen die Horns-Rev-3-Auschreibung auf die deutschen Offshore-Windprojekte haben wird. Auch für diesen Markt bereitet das Bundeswirtschaftsministerium ein Ausschreibungsmodell vor. „Die Rahmenbedingungen vor der dänischen Westküste und in der deutschen Nordsee sind überhaupt nicht zu vergleichen“, warnt Markus Tacke, Chef von Siemens Wind Power, sich an dem Preis von 10,31 Cent/kWh zu orientieren. Auch Manfred Volker Haberzettel, Leiter Geschäftsentwicklung Erzeugung bei EnBW, sieht in dem Ausschreibungsergebnis keinen „Fingerzeig“ für den deutschen Markt: „Das Anforderungsprofil ist komplett anders, ein Big Mac lässt sich auch nicht mit einem Stück Brot vergleichen.“ Die Wassertiefen und die Entfernung zur Küste, alles Kostentreiber, seien ziemlich unterschiedlich: „Außerdem wird in Dänemark der Netzanschluss komplett vom Staat getragen.“
Nicht nur diesen Unterschied betont Gunnar Groebler, der ab dem 1. April für alle Offshore-Windprojekte im Vattenfall-Konzern zuständig ist: „Horns Rev 3 ist eher ein Nearshore-Projekt mit durchschnittlich 15 Metern Wassertiefe. Sandbank, unser nächstes deutsches Projekt liegt 100 km von der Küste entfernt bei Wassertiefen von 35 Metern und mehr.“ Allein bei Transport und Logistik seien damit ganze andere Kosten verbunden.
Dass der Preis für Horns Rev 3 nun 10,31 ct/kWh betrage, habe auch an dem „kompetitiven Ansatz“, gelegen, den das dänische Energieministerium geschaffen habe: „Die wussten, was sie wollten. Das Ministerium habe nur mit den Bietern gesprochen, von denen es überzeugt gewesen sei, dass sie einen entsprechenden Angebotspreis einreichen können.“
Das Ausschreibungsverfahren in Dänemark sollte sich die deutsche Offshore-Windbranche genau anschauen. Dem Vernehmen nach hegt das Bundeswirtschaftsministerium deutliche Sympathien für das Vorgehen der Skandinavier.
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März 23, 2015

Ralf Köpke

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Freitag, 27. März 2015

15-Minuten-Kontrakte bald auch in Österreich

Bild:
Die Strombörse Epex Spot will den Handel mit 15-Minuten-Kontrakten in der zweiten Jahreshälfte 2015 auf den kontinuierlichen Intraday-Markt in Österreich ausweiten.

Wie die Börse mitteilte, wurde dies auf der jüngsten Börsenratssitzung beschlossen. Der Handel mit 15-Minuten-Kontrakten wurde im Dezember 2011 auf dem deutschen Intraday-Markt eingeführt und im Juni 2013 auf den neu gestarteten Schweizer Intraday-Markt ausgeweitet. Den Börsenangaben nach werden mittlerweile mehr als 300 GWh über dieses Produkt auf den beiden Märkten pro Monat umgesetzt.

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März 23, 2015

Andreas Kögler

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Donnerstag, 26. März 2015

Berliner Wasserbetriebe sparen Energie

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Die rekommunalisierten Berliner Wasserbetriebe haben trotz Wasserpreissenkung 2014 ihren Gewinn gesteigert. Als großer Ökostromproduzent für den Eigenverbrauch und Muttergesellschaft der Berliner Stadtwerke wächst das Unternehmen auch im Energiegeschäft.„Die Berliner Wasserbetriebe tragen zur Zukunftsfähigkeit der Stadt bei“, lobte Matthias Kollatz-Ahnen, Berliner Finanzsenator und Aufsichtsratschef des Versorgungsunternehmens, bei der Bilanzpressekonferenz am 20. März. Das erste Jahr nach der vollständigen Rekommunalisierung Ende 2013 sei „ein gutes Jahr“ für das Unternehmen gewesen. Auch Jörg Simon, Vorstandsvorsitzender der Berliner Wasserbetriebe (BWB) sieht den Versorger „auf gutem Weg“.
Der Umsatz der BWB ging 2014 zwar leicht um etwa 1 % auf 1,12 Mrd. Euro zurück, der Jahresüberschuss stieg dennoch auf 138 Mio. Euro (2013: 117 Mio. Euro). Die Steigerung sei jedoch zum größten Teil auf „aperiodische Effekte“ zurückzuführen, erläuterte Simon. Das Ergebnis vor Zinsen und Steuern lag bei 347 Mio. Euro.
 
Manuela Schwesig (m.) bei den Berliner Wasserbetrieben (BWB): Mit Vorstandschef Jörg Simon und Personalvorständin Kerstin Oster stieß sie am Equal Pay Day, einen Tag vor der Bilanzpressekonferenz des Unternehmens, mit einem Glas Wasser darauf an, dass die BWB Frauen und Männer gleich bezahlen Bild: BWB
Der Trinkwasserabsatz in Berlin lag mit 190 Mio. m3 leicht über dem Wert von 2013. Der Verbrauch habe sich damit insgesamt stabilisiert, der in den letzten Jahren zu verzeichnende „Rückgang scheint im Moment gestoppt“, so der Vorstandschef weiter. Die gereinigte Abwassermenge war mit 234 Mio. m³ um gut 6 Mio. m³ geringer als im Jahr zuvor.

Mehr Investitionen in die Infrastruktur

Das Unternehmen investierte 2014 insgesamt 264 Mio. Euro, davon den größten Teil in die Abwasserentsorgung. In die Sanierung von Kanälen flossen 102 Mio. Euro. Ein weiterer großer Posten war die Modernisierung des Klärwerks Waßmannsdorf, in die bis 2022 etwa 400 Mio. Euro fließen. Die Investitionen in die Trinkwasserversorgung waren etwas rückläufig, lagen jedoch immer noch deutlich über 50 Mio. Euro und sollen in diesem Jahr wieder ansteigen. Insgesamt wollen die BWB 2015 über 300 Mio. Euro investieren, stellte Simon in Aussicht. Kollatz-Ahnen vermerkte positiv „einen Sprung nach oben bei Investitionen in die Infrastruktur“.
Großes Thema des vergangenen Jahres waren die auf Druck des Bundeskartellamts eingeleiteten Preissenkungen. Der Trinkwasserpreis wurde schon Anfang 2014 um 15 % zurückgenommen, seit Anfang 2015 gilt in Berlin auch ein um 6,4 % reduzierter Abwassertarif. Damit liege die Hauptstadt auf beiden Sektoren im Bereich anderer Großstädte, unterstrich Simon. Die Tarife sollen bis 2018 stabil bleiben. Das Land Berlin verzichtet dafür auf ein höheres Ergebnis. Auch bei ihrer Energie-Bilanz schnitten die Wasserbetriebe 2014 gut ab. Zum einen verringerten sie ihren Verbrauch an Strom, Gas und Wärme gegenüber dem Vorjahr um rund 5 % auf 261 Mio. kWh. Zum anderen waren davon bereits 23 % oder 78 Mio. kWh grüne Energie aus eigenen Erzeugungsanlagen.

Effizienter Energieeinsatz und erneuerbare Produktion

Produziert werden Strom und Wärme für den Betrieb der Wasserversorgung und der Abwasserentsorgung in der Hauptstadt unter anderem von drei Windkraftanlagen auf dem Gelände einer Kläranlage, mehreren Blockheizkraftwerken die Klärgas nutzen, und der größten zusammenhängenden Solaranlage Berlins im Wasserwerk Tegel (506 kW). Seit 2009 reduzierte das Unternehmen seinen Verbrauch insgesamt um 8,1 %; die Eigenproduktion wurde um 20 % erhöht.
Ihre Erfahrung mit Photovoltaik können die BWB künftig auch für ihre neueste Aufgabe nutzen. Der kommunale Wasserversorger fungiert sozusagen im Auftrag des Senats als Keimzelle der im vergangenen Jahr gegründeten Berliner Stadtwerke, deren Aufgabe es ist, eine erneuerbare Stromproduktion in der Hauptstadt aufzubauen und günstigen Strom anzubieten. Der mit im Moment sieben Mitarbeitern noch recht kleine kommunale Versorger entwickelt bereits zwei Windparks auf Flächen der Berliner Stadtgüter nordöstlich und südlich Berlins und prüft Möglichkeiten zum Erwerb von Windparks. Außerdem arbeiten die Stadtwerke zusammen mit kommunalen Wohnungsbaugesellschaften an sogenannten Mieterstrom-Projekten. Dafür sollen Photovoltaikanlagen auf den Dächern und Blockheizkraftwerke in Kellern von Wohnanlagen gebaut werden. Simon rechnet noch für 2015 mit der Genehmigung des ersten Windparks und will ebenfalls noch in diesem Jahr mit dem ersten Mieterstromprojekt an den Start gehen.

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März 20, 2015

Peter Focht

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Stromnetz Berlin stockt Investitionen auf

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Die Stromnetz Berlin GmbH hat das Geschäftsjahr 2014 mit einem Investitionsrekord abgeschlossen, der Umsatz lag im langjährigen Durchschnitt, Ergebnis und Gewinn etwas darüber. Das Unternehmen kämpft um die Verlängerung seiner abgelaufen Netzkonzession.Der Betreiber des Stromverteilnetzes in der Bundeshauptstadt, die Stromnetz Berlin GmbH, hat im vergangenen Jahr 2014 bei 773 Mio. Euro Umsatz (2013: 815 Mio. Euro) einen Jahresüberschuss von 79 Mio. Euro erwirtschaftet. Der Gewinn brach gegenüber 2013 (120 Mio. Euro) allerdings um etwa ein Drittel ein.
Einen Spitzenwert meldet das Unternehmen bei den Investitionen. Sie wuchsen 2014 um rund 20 Prozent auf 139 Mio. Euro (2013: 116 Mio. Euro). Die Tatsache, dass der zum Vattenfall-Konzern zählende Verteilnetzbetreiber im vergangenen Jahr doppelt so viel investiert habe wie er als Abschreibungen (74 Mio. Euro) verbucht hat, wertet Geschäftsführer Helmar Rendez als deutliches Bekenntnis zum Netzgeschäft. Stromnetz Berlin sei damit ein wichtiger Wirtschaftsfaktor für die Hauptstadt. „Dass die notwenigen Investitionen für den zügigen Netzumbau auf unsere Gewinne drücken, ist keine Überraschung“, sagte Rendez bei der Vorstellung der Zahlen für das Geschäftsjahr 2014 am 23. März in Berlin. „Wir folgen unseren langfristigen Investitionsplanungen, die auch für die kommenden Jahre steigende Ausgaben vorsehen“, so der Geschäftsführer. Bis 2023 sollen insgesamt rund 1,4 Mrd. Euro in das Berliner Stromnetz investiert werden.
Die Einbußen bei Umsatz und Ergebnis erklärt Rendez mit der Entwicklung des Stromverbrauchs, der stärker abnahm als prognostiziert, und mit steigenden Ausgaben für das Netz.
Mit Spannung sieht der Geschäftsführer dem weiteren Verfahren zur Vergabe der Ende 2014 ausgelaufenen Stromnetzkonzession entgegen. Stromnetz Berlin konkurriert dabei mit der städtischen Gesellschaft Berlin Energie, der im Dezember allerdings ein Gericht die Eignung für die Übernahme der Gasnetz-Konzession in der Hauptstadt abgesprochen hatte. Dieser Gerichtsprozess hat auch die Vergabe der Stromkonzession verzögert. Rendez rechnet damit, dass Finanzsenator Matthias Kollatz-Ahnen in den nächsten Tagen das Stromverfahren wieder aufnimmt. Wenn alles optimal laufe, könne die Vergabe bis Anfang nächsten Jahres abgeschlossen werden.
Der Druck auf den Senat ist groß. Im Land Berlin sind im September 2016 Parlamentswahlen. Er gehe deshalb davon aus, dass die Entscheidung über die Vergabe der Stromkonzession noch 2015 fallen werde, so Rendez. Der Geschäftsführer wird aber, sollte Stromnetz Berlin die Konzession wie beabsichtigt wieder gewinnen, den Vertrag nicht mehr unterschreiben: Rendez wechselt im Sommer als Vorstand zur Vattenfall-Braunkohletochter VE Mining & Generation AG nach Cottbus.

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März 23, 2015

Peter Focht

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Mittwoch, 25. März 2015

SoFi-Stresstest bestanden

Bild: Fotolia.com, Gina Sanders

Deutschland, uneinig Sofi-Land. Während vor allem in Süd- und Ostdeutschland Zigtausende Bundesbürger Zeugen der partiellen Sonnenfinsternis geworden sind, gab es im Norden, Nordwesten und in weiten Teilen Nordrhein-Westfalens beim Blick nach oben nur eins zu sehen: einen mausgrauen Himmel.Was den Netzbetreibern hierzulande ziemlich schnuppe gewesen sein dürfte. Sie hatten keine Stromausfälle zu verzeichnen, denn die Netze haben die Sonnenfinsternis ohne nennenswerte Ausschläge verkraftet. „Uns fällt ein großer Stein vom Herzen. Alles lief wunderbar“, zitiert dpa stellvertretend für die Netzbetreiber Dirk Biermann, Geschäftsführer Systembetrieb bei 50Hertz. Sein Fazit brachte er kurz und knapp auf den Punkt: „Das ist ein gutes Signal für die Energiewende.“ Die partielle Sonnenfinsternis galt im Vorfeld als ernste Bewährungsprobe und Stresstest für das Energiewende-Land Deutschland mit seinen mehr als 38 000 MW installierter Photovoltaik-Leistung.
Stromausfälle wären wirklich eine (böse) Überraschung gewesen. Denn alle Netzbetreiber hatten mehrere Monate Zeit gehabt, sich auf den 20. März vorzubereiten. Wie gut sie vorbereitet waren, zeigt die abgerufene Regelenergieleistung. In der Viertelstunde zwischen 10:45 und 11:00 Uhr waren es 843 MW, ein Wert, der auch an normalen Tagen regelmäßig auftritt. Für den worst case hatten die Netzbetreiber zum gleichen Zeitpunkt bis zu 7 GW positiver und negativer Regelenergieleistung kontrahiert.
Dass sich der Regelenergie-Abruf in absoluten Grenzen hielt, hat auch mit den ziemlich genauen Wetterprognosen zu tun. Wie sehr sich die Wetterprognosen seit Beginn der Woche stabilisiert hatten, konnten E&M Powernews-Leser seit dem 16. März in dem Countdown-Tagebuch zur Sonnenfinsternis verfolgen. Die Wetterdaten lieferten die MeteoGroup Deutschland und energy & meteo systems (emsys).
 
Bild: MeteoGroup
Deren Fazit fiel so aus: Insgesamt wurde der Verlauf der Solarenergieleistung gut prognostiziert, heißt es bei MeteoGroup. Das trifft vor allem auf die Prognosen vom 18. und 19. März zu, die den ersten Peak vor der Sonnenfinsternis gegen 9:45 Uhr mit rund 12 bis 13 GW enthielten, das Minimum etwa eine Stunde später mit etwa 5 bis 7 GW aufwiesen und auch den Anstieg auf das Tagesmaximum von rund 20 GW korrekt darstellten. Etwas schlechter waren die Prognosen vom 17. und 18. März, die Wettermodelle berechneten hier das Vorankommen der Bewölkung eines von Norden her aufziehenden Frontensystems deutlich weiter in die Mitte Deutschlands.
Bild: emsys

Auch emsys zeigte sich mit seinen Vorhersagen durchweg zufrieden: Das Timing der Prognosen war extrem gut, sodass die Vorbereitung der Übertragungsnetzbetreiber genau passte. Aufgrund des zähen Nebels im Nordwesten war das Einspeiseniveau jedoch etwas geringer als erwartet. Diese Art von Vorhersagefehler tritt jedoch auch an anderen Tagen auf und stellt damit kein großes Problem dar. So wurden zur maximalen Abschattung 4,7 GW ins Netz gespeist. Der Maximalwert betrug heute um 12 Uhr rund 20 GW. Der Maximalwert pro Viertelstunde von 11:00 bis 11:15 Uhr betrug gut 4 GW.

In dieser Viertelstunde wurden 186,488 MW negative Sekundärregelleistung sowie 115,580 MW positive Sekundärregelleistung abgerufen. Damit war der Netzregelverbund optimal glattgestellt. Dies ist der eindeutige Beweis für die gute Prognosequalität an diesem Tag.
Das am meisten zutreffende Fazit für den SoFi-Tag hat Statkraft Market formuliert. Das Unternehmen unterrichtete seine Direktvermarktungskunden mit einem eigenen Blog über den Verlauf der Sonnenfinsternis: „Das deutsche Stromnetz kann auch extreme Schwankungen, die durch die Einspeisung von Erneuerbaren hervorgerufen werden können, gut wegstecken. Einem weiteren Zubau steht von dieser Seite nichts im Weg.“ Bleibt zu hoffen, dass Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel und so manche Union-Granden diese Botschaft hören.
Übrigens, die nächste partielle Sonnenfinsternis in Europa findet am 25. Oktober 2022 statt. Zeit genug für die Netzbetreiber, sich auf dieses Naturschauspiel vorzubereiten.

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März 20 , 2015

Ralf Köpke

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DNV GL bestätigt: Zwei Prozent mehr Ertrag durch Windmessung am Spinner

Hamburg / Zug, Schweiz. Die iSpin-Technologie des dänisch-schweizerischen Unternehmens ROMO Wind misst den Wind direkt am Spinner der Windenergieanlage. Bei 61 Prozent von 152 geprüften Anlagen wurde so eine Gondelfehlausrichtung von mehr als vier Grad ermittelt. Die errechnete Ertragssteigerung nach Korrektur: zwei Prozent im Schnitt. Das bestätigt eine aktuelle Überprüfung durch DNV GL (früher GL Garrad Hassan).

Das Spinner-Anemometer misst den Wind dort, wo er erstmals auf die Windenergieanlage trifft und liefert so exakte Angaben zu den Windverhältnissen

Das Spinner-Anemometer misst den Wind dort, wo er erstmals auf die Windenergieanlage trifft und liefert so exakte Angaben zu den Windverhältnissen. Bisher werden Windrichtung und -geschwindigkeit in der Regel hinter dem Rotor auf der Gondel einer Windenergieanlage gemessen. Der Nachteil dieser Messtechnik: Verwirbelungen durch den Rotor können zu Ungenauigkeiten führen.

Einen Vorteil der iSpin-Technologie gegenüber denkonventionellen Messtechniken bescheinigt nun auch DNV GL in einem aktuellen Bericht.ROMO Wind hat die Messwerte von 152 Windenergieanlagenuntersucht, die mit der iSpin-Technologie ausgestattet sind. Es handelt sich um 24 unterschiedlicheTurbinentypen von zehn Herstellern in den Leistungsklassen 0,6 bis 3,4 Megawatt. Eine Fehlausrichtung der Gondel von mehr als vier Grad wurde bei 93 (61 Prozent) dieser Anlagen festgestellt. Die Korrektur der Fehlausrichtung bedeutet für die gesamten 152 Anlagen einen Mehrertrag von im Schnitt zwei Prozent.

DNV GL bestätigt in seiner Überprüfung, dass:

- zwei Prozent Ertragssteigerung durchschnittlich erreicht werdenkönnennach Korrektur der ermittelten Gondelfehlstellungen.

-  das angewandte einfache Modell zur Berechnung des Mehrertrags nach
Korrektur der Gondelfehlstellung (cos²-Methode) einverlässliches Verfahren ist.
-       die Technologie des iSpin-Spinner-Anemometersauf fundierten technischen Analysen und praktischen Tests basiert.

-  grundsätzlich für die Daten eines Spinner-Anemometers vielfältige Nutzungsmöglichkeiten für andere Windpark-Applikationen bestehen.

Søren Mouritsen, Co-CEO von ROMO Wind, sagt:„Wir freuen uns, dass DNV GL die signifikante Ertragssteigerung durch den Einsatz der iSpin-Technologie bestätigt hat. Das System setzt neue Maßstäbe. Es erkennt nicht nur Ausrichtungsfehler der Gondel, sondern ermöglicht auch die relative Leistungskurvenvermessung und den Abgleich der realen Windverhältnisse mit den in Windgutachten gemachten Prognosen.“

Karl Fatrdla, Geschäftsführer ROMO Wind Deutschland, ergänzt:„Die Betreiber von Windparks geben sich nicht mehr mit ungenauen oder errechneten Winddaten zufrieden. Mit iSpin können sie bei jeder Anlage vor dem Rotor ganz genau messen, ob die Ausrichtung für den bestmöglichen Ertrag stimmt. Ein weiterer Vorteil ist, dass durch die korrigierte Gondelausrichtung die Lastenminimiert werden. Dadurch verringert sich der Verschleiß der Komponenten, was zu weniger Ausfallzeiten und geringeren Reparaturkosten führt.“

ROMO Wind ist exklusiver Anbieter des patentierten iSpin-Systems, das bewährte Ultraschall-Technologie auf innovative Weise einsetzt. Das System wurde von der Technischen Universität Dänemark (DTU) entwickelt und seit 2004 eingehend getestet. Seit 2013 ist das Produkt am Markt und in die internationale Norm IEC 61400-12-2 als Standard für die Leistungskurvenvermessung aufgenommen.Der Bericht von DNV GL steht in voller Länge bereit unter http://www.romowind.com/knowledge-center 

Über ROMO Wind:
Die ROMO Wind AG ist ein dänisch-schweizerisches Technologieunternehmen mit anerkannten Investoren und Shareholdern wie Yellow & Blue sowie ABB im Hintergrund. ROMO Wind ist spezialisiert darauf, die Produktivität von Windenergieanlagen zu optimieren und Lasten zu minimieren. Dafür setzt das Unternehmen die patentierte iSpin-Technologie ein.


Für weitere Informationen kontaktieren Sie bitte:
Karl Fatrdla / Geschäftsführer ROMO Wind Deutschland GmbH
Telefon:+49 160 899 2500
E-Mail: kf@romowind.com

Montag, 23. März 2015

Bei Sonnenfinsternis tappen Netzbetreiber im Dunkeln

Bild: Fotolia.com, @nt

Nur bei großen Solaranlagen über 100 kW wird die Einspeiseleistung aktuell gemessen, bei allen anderen muss geschätzt werden. Im Notfall können nur Anlagen ab 30 kW fernabgeschaltet werden. Kleinere Anlagen machen, was sie wollen.Die Sonnenfinsternis am 20. März und ihre Auswirkung auf das Stromsystem sind auch ein Informationsproblem. Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber haben auf die meisten kleineren Photovoltaikanlagen keinen Online-Zugriff und können deshalb die aktuelle Stromproduktion der Anlagen nur hochrechnen oder schätzen. Außerdem geben Verteilnetzbetreiber die vorhandenen aktuellen Daten nicht an die Übertragungsnetzbetreiber weiter. Diese unklare Informationslage trägt dazu bei, dass die Übertragungsnetzbetreiber immer mal wieder von besonderen Wetterlagen überrascht werden und keinen hundertprozentigen Überblick über die tatsächliche aktuelle Solar-Erzeugung haben.

„Online wissen wir eigentlich gar nichts über die aktuelle Produktion der Photovoltaikanlagen“, sagt Sven Pienitz, Prokurist beim Verteilnetzbetreiber Allgäu Netz in Kempten. Direkt an der Anlage wird die aktuelle Einspeisung nur an Anlagen mit einer Leistung von über 100 kW gemessen. „Und das sind die wenigsten. Die große Masse der Anlagen ist deutlich kleiner und wird nicht direkt gemessen“, sagt Pienitz: „Die optimale Integration von Solaranlagen ins Stromsystem ist während des Ausbaubooms versäumt worden.“
Selbst für die Messung der Anlagen über 100 kW hat der Gesetzgeber eine Regelung geschaffen, die sich jetzt als zu kurz gedacht herausstellt: Die Netzbetreiber haben nur das Recht darauf, die Durchschnittseinspeisewerte im Viertelstundenraster abzufragen. Bei der Beherrschung sehr steiler Lastverläufe würden aber die sekundengenauen Ist-Werte viel weiter helfen. Diese werden von den Datenloggern der Anlagen auch meist ermittelt und stehen den Anlagenbetreibern zur Verfügung, nur die Netzbetreiber haben keinen gesicherten Zugriff auf diese Daten.
Verteilnetzbetreiber wie Allgäu Netz in Kempten oder EWE-Netz in Oldenburg schließen ihre Kenntnislücken über die Stromproduktion kleinerer Solaranlagen, indem sie Referenz-Anlagen in ihrem Netz auswählen, deren Einspeiseleistung messen und die Ergebnisse auf alle Anlagen hochrechnen. Im Netzbereich von Allgäu Netz sind dies zum Beispiel 80 Referenzanlagen. „Damit können wir in etwa schätzen, was an Solarstrom kommt“, sagt Pienitz. „Auf Basis der Referenzanlagen können wir die tatsächliche Einspeiseleistung hochrechnen“, sagt ein EWE-Sprecher.Diese Daten werden von den Verteilnetzbetreibern aber nicht an die Übertragungsnetzbetreiber weitergegeben. Diese erhalten nur die Leistungswerte der installierten Anlagen. Fachleute weisen darauf hin, dass mit zusätzlichen Informationen über die Anlagen, beispielsweise über Himmelsrichtung und Neigung, die Präzision von Hochrechnung der tatsächlichen Leistung zu bestimmten Tageszeiten verbessert werden könnte. Die Übertragungsnetzbetreiber nutzen auch eigene Referenzanlagen, um die tatsächliche Solareinspeisung hochzurechnen.
Der Solartechnikhersteller SMA ermittelt die aktuelle Solareinspeisung in Deutschland auf der Basis von 30 000 online gemessenen Anlagen. Fachleute halten diese Daten wegen der hohen Zahl der Messstellen für sehr präzise. Die aktuellen Werte finden sich im Internet unterwww.sma.de/unternehmen/pv-leistung-in-deutschland.html
Auch bei der Fernsteuerbarkeit hinkt die Solarenergie deutlich hinter anderen Erzeugungstechniken zurück. Sollten beispielsweise am 20. März die Übertragungsnetzbetreiber feststellen, dass am späten Vormittag plötzlich zu viel Solarstrom ins Netz schießt, können Sie nur Photovoltaik-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 30 kW abschalten. Bezogen auf das Gebiet von EWE Netz heißt das zum Beispiel, dass nur zwei Drittel der tatsächlichen Solarleistung im Notfall per Fernsteuerung abgeschaltet werden können. Über das verbleibende Drittel, die kleinen Anlagen, haben die Netzbetreiber keine Kontrolle.

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März 17, 2015

Timm Krägenow

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Sonntag, 22. März 2015

Rollierende Beschaffung schafft Mehrwert

Bild: Fotolia.com, nmann77

Kaum haben Stadtwerke in größerer Zahl von Vollversorgung auf strukturierte Beschaffung ihrer Strommengen für Haushalts- und Gewerbekunden umgestellt – schon stehen weitere Anpassungen des Energieeinkaufs an.„Der stetig steigende Anteil regenerativer Energie stellt die Beschaffungsstrategien von Versorgern vor neue Herausforderungen“, sagt Joachim Wittinghofer. Die neue Losung laute deshalb „rollierende Strukturierung“, so der Fachbereichsleiter Portfoliomanagement bei der Stadtwerke-Kooperation Trianel in Aachen.
Bisher ist die strukturierte Beschaffung in der Regel darauf ausgerichtet, sich jeweils für ein Jahr so einzudecken, dass sich Short- und Long-Positionen, also die Strommengen, die kurzfristig am Spotmarkt beschafft oder verkauft werden müssen, über den gesamten Zeitraum wertmäßig in etwa die Waage hielten. Dieses Vorgehen ist in der Branche als Strategie der Wertneutralität geläufig.
Eine solche Ausrichtung verliere aber durch den schellen Zubau der erneuerbaren Energien und die zunehmende Direktvermarktung an Stabilität, erklärt Wittinghofer. Denn die regenerativen Strommengen sind erheblich schwerer kalkulierbar. „Das Wetter spielt eine immer wichtigere Rolle“, so der Trianel-Experte. Zu wenig Wind im Winter oder zu viel im Sommer führt zu erheblichen Preisausschlägen an den Spotmärkten und bringt die Balance der Beschaffung ins Wanken. „Das kurze Ende ist wesentlich volatiler geworden“, bringt er die Veränderung auf den Punkt.
Neue Musk im Beschaffungsmarkt für Strom verspricht Joachim Wittinghofer Bild: Trianel

Sein Lösungsvorschlag: Unterjährige Portfoliobewirtschaftung. Nicht mehr Kalenderjahresprodukte sondern kurzfristigere Terminprodukte, die Wettergegebenheiten besser abbilden, seien erforderlich, um die Beschaffungsrisiken zu verringern, so Wittinghofer. Problem dabei: Monats- oder Vierteljahresprodukte können kaum wirtschaftlich für ein ganzes Jahr im Voraus beschafft werden, weil sie am OTC-Markt und an der Energiebörse in Leipzig nur für die nächsten drei Monate oder Quartale liquide gehandelt werden.

Daraus folgt, dass Stadtwerke bei der Strombeschaffung das Jahr als Strukturierungszeitraum zunehmend ignorieren und ihr Portfolio rollierend strukturieren sollten. So werden offene Positionen, also Differenzen zwischen beschafften Mengen und geplantem Absatz zusätzlich verringert, erläutert Wittinghofer.
Eine solche Umstellung des Stromeinkaufs erhöhe zwar den Aufwand, wie der Trianel-Manager einräumt, senke aber auch den Bedarf an Risikokapital und eröffne dem Unternehmen Wertschöpfungsmöglichkeiten. „Die rollierende Beschaffung schafft Mehrwerte. Wir haben so neue Musik im Markt.“
Wittinghofer berichtet von Erkenntnissen des Unternehmens, wonach ein Stadtwerk mit einem Absatzvolumen von 250 Mio. kWh in einer „moderat-aktiven Strukturierungsstrategie“ sein Beschaffungsergebnis allein durch eine geringfügige Integration von Quartalsprodukten um 2,34 Prozent verbessern kann. Durch eine ausgeprägte Einbindung von Quartalsprodukten und eine gezielte Einbindung von Monatsprodukten könnten die Kosten sogar um 2,6 bis 3,1 Prozent verringert werden.. Eine veränderte Beschaffungsstrategie erfordere aber „klare Handlungsmuster für alle Beteiligten“ und eine speziell darauf ausgerichtetes Risikomanagement. Der Marktzugang sollte auch Handelsprodukte in Losgrößen unter 5 MW erschließen. Die damit betrauten Händler müssten kontinuierlich den Markt beobachten. Sei diese nicht möglich, sollte ein Stadtwerk lieber einen Dienstleister beauftragen.
Die unterjährige Portfoliobewirtschaftung biete auch eine Möglichkeit, die aktuell niedrigen Vertriebsmargen etwas aufzufangen, ist sich Wittinghofer sicher. Mit der Anpassung der Beschaffungsstrategie an die durch die Energiewende verursachten Marktveränderungen könnten Stadtwerke ihre Profitabilität deutlich steigern.

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März 16, 2015

Peter Focht

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Samstag, 21. März 2015

Sonnenfinsternis - Countdown-Tag 2

Bild: Fotolia.com, Gina Sanders

Morgen ist es endlich soweit, die partielle Sonnenfinsternis kommt. Und wie es aussieht, können immer mehr Bundesbürger das Naturschauspiel verfolgen.Das sagen übereinstimmend die für den 20. März prognostizierten Wetterdaten von MeteoGroup Deutschland und energy & meteo systems (emsys), den beiden Dienstleistern, mit denen E&M Powernews seit Beginn dieser Woche die Entwicklung der Wetterdaten verfolgt.
Im Vergleich zu den vergangenen Tagen wird für Freitag nochmals etwas weniger Bewölkung prognostiziert, heißt es bei MeteoGroup. Obwohl noch kleinere Unsicherheiten bestehen, wird sich wohl nur ganz im Nordwesten, in Richtung Emsland und Ostfriesland und generell in Küstennähe dichtere Bewölkung zeigen, die die Betrachtung der partiellen Sonnenfinsternis deutlich erschweren kann. Ansonsten ziehen nur allenfalls lockere oder dünne hohe Wolkenfelder vorüber, die gesamte Südhälfte Deutschlands und weite Regionen im Osten werden aber wolkenfrei sein.
Bild: MeteoGroup

Die aktuellen Leistungsprognosen für Deutschland (siehe Abbildung) sagen für 10 Uhr eine Einspeisung von etwa 13 GW vorher, das ist im Vergleich zu gestern nochmals eine Steigerung von 1 GW. Diese Einspeiseleistung fällt dann um 11 Uhr auf nur noch rund 5 bis 6 GW, also ein Abfall der Leistung von 7 bis 8 GW innerhalb einer Stunde. Bis 12 Uhr soll die Leistung dann wieder auf rund 19 GW ansteigen, ein Anstieg, der sich zu dieser Jahreszeit bei Sonnenschein nach Sonnenaufgang normalerweise in drei Stunden vollzieht. Das Tagesmaximum wird mit 20 bis 21 GW gegen 13 Uhr erreicht, ein Plus von 2 bis 3 GW gegenüber den vorherigen Prognosen.

Auch die emsys-Experten gehen von einer weiteren steigenden Solareinspeisung aus: Nur noch der äußerste Norden und Nord-Osten werden stark bewölkt bleiben. Auch bei dieser leichten Änderung der Wetterlage zu mehr Sonnenschein sind sich die Wettermodelle recht einig.
Daher werden auch für NRW und dem südlichen Niedersachsen nach der Nebelauflösung größere sonnige Abschnitte erwartet. Der überwiegende Teil des Ostdeutschlands sowie Baden-Württemberg und Bayern bleiben − wie sich schon seit einigen Tagen abzeichnete − weitestgehend wolkenfrei. Vereinzelte Wolkenfelder sind besonders in der Mitte des Landes zu erwarten. Im Bereich Rheinland-Pfalz kann es sogar etwas spannend werden: am Morgen zunächst noch nebelig-trüb.
Bild: emsys
Die aktuellen Leistungsprognosen für Deutschland (siehe Abbildung) sagen für morgen 10:30 Uhr eine Solareinspeisung von gut 7 GW vorher, die bis 12 Uhr mittags auf rund 22 GW ansteigt. Dies entspricht einer Zunahme von insgesamt rund 15 GW und einem Maximum von über 4 GW in einer Viertelstunde. Auf jeden Fall wird dieser rasante Solar-Zuwachs dafür sorgen, dass die Übertragungsnetzbetreiber alle Hände voll zu tun haben werden.

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März 19 , 2015

Ralf Köpke

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Sonnenfinisternis - Countdown-Tag 3

Bild: Fotolia.com, Gina Sanders

Mittlerweile erreichen jede Stunde mehrere Pressemitteilungen die Herrschinger E&M-Redaktion, die sich alle um die partielle Sonnenfinsternis am Freitag drehen.So war es Voith Hydro wichtig, auf den Beitrag von Pumpspeicherkraftwerken zur Versorgungssicherheit hinzuweisen. Inwieweit diese Speicherkraftwerke am 20. März benötigt werden, hängt davon ab, wie das Wetter wirklich wird. Die Wetterdaten stabilisieren sich zunehmend, wie die von E&M Powernews befragten Experten von MeteoGroup Deutschland und energy & meteo systems (emsys) zeigen.

Im Vergleich zum Vortag zeigen die Wettermodelle nun die Zunahme des atlantischen Tiefdruckeinflusses in Deutschland noch etwas später, daher ist das Eintreffen der Bewölkung insgesamt weiter nach hinten verschoben worden. Damit, so die MeteoGroup-Experten, kann auch von einer höheren Solarstromeinspeisung gegenüber den vorherigen Prognosen ausgegangen werden.
Somit bestehen nun in weiten Teilen der Südhälfte Deutschlands und im Osten gute Chancen für den Blick auf die partielle Sonnenfinsternis. Im Norden ziehen dagegen bereits teils dichte Wolken vorüber und hier muss man Glück haben, um eine Wolkenlücke zu erhaschen, die kurz einen Blick zur Sonne hinauf erlaubt. Nach Nordwesten hin sind auch einige Wolkenfelder unterwegs, die jedoch noch größere Lücken haben.
Bild: MeteoGroup

Die aktuellen Leistungsprognosen für Deutschland (siehe Abbildung) sagen für 10 Uhr eine Einspeisung von etwa 12 GW vorher, das ist im Vergleich zu gestern eine Steigerung von 2 bis 3 GW. Diese fällt dann um 11 Uhr auf nur noch rund 4 GW, also ein Abfall der Leistung von 7 bis 8 GW innerhalb einer Stunde. Bis 12 Uhr soll die Leistung dann wieder auf rund 12 GW ansteigen, ein Plus von 1 GW gegenüber der gestrigen Prognose. Das Tagesmaximum wird mit 18 bis 19 GW um 13 Uhr erreicht, ein Plus von 4 bis 5 GW gegenüber den vorherigen Prognosen.

Die aktuellen Prognosen sind wieder auf das Niveau der Vorhersage vom 16. März gestiegen und die Wettermodelle sind sich auch recht einig, sagen die emsys-Fachleute. In Oldenburg sehen sich die Meteorologen sich mit ihrem am Montag veröffentlichten Ausblick bestätigt.
Es bleibt dabei, dass in Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern und dem nördlichen Niedersachsen die Sonnenfinsternis kaum zu beobachten sein wird. Hier wird eine geschlossene Bewölkung erwartet. Aber je südlicher man schaut, umso freundlicher wird es. In Nordrhein-Westfalen, Hessen, dem Saarland und Rheinland-Pfalz sind – Stand heute − für den 20. März verbreitet mit Auflockerungen und längeren sonnigen Abschnitten zu rechnen. Der überwiegende Teil Ostdeutschlands sowie Baden-Württemberg und Bayern bleiben weitestgehend wolkenfrei. Vereinzelte Wolkenfelder sind allerdings möglich.
Bild: emsys
Die aktuellen Leistungsprognosen für Deutschland (siehe Abbildung) sagen für den kommenden Freitag für 10.30 Uhr eine Solareinspeisung von gut 6 Gigawatt vorher, die bis 12 Uhr mittags auf rund 21 GW ansteigt. Dies entspricht einer Zunahme von insgesamt rund 15 GW und einem Maximum von gut 4 GW (4,17 GW) in einer Viertelstunde. Quintessenz der emsys-Experten: Es wird spannend − sowohl für die Übertragungsnetzbetreiber als auch für die Hobbyastronomen.

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März 18 , 2015

Ralf Köpke

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BMWi will 25 % KWK-Ziel nur für thermische Stromerzeugung

Bild: Fotolia.com, XtravaganT

Das Bundeswirtschaftsministerium will in der Energieklausur mit den Koalitionsfraktionen am 21. März für eine Beschränkung der KWK-Förderung plädieren.In einem Eckpunkte-Papier für die Klausur, das E&M Powernews vorliegt, heißt es, die Förderung solle zukünftig „auf die Erhaltung hoch effizienter klimafreundlicher gasbetriebener Anlagen der öffentlichen Versorgung konzentriert werden“. Neuanlagen sollen mit einer „maßvollen Anhebung“ gefördert werden, damit sich vor allem fortgeschrittene Vorhaben finanzieren können. Die Gesamtkosten der Förderung sollen 1 Mrd. Euro nicht überschreiten. Derzeit ist sie bei 750 Mio. Euro gedeckelt. „Als Ausbauziel werden wir 25 % KWK-Anteil an der thermischen Stromerzeugung festlegen“, heißt es in dem Papier.

Die künftige Förderung müsse mit den anderen Zielen der Energiewende kompatibel sein, lautet die Begründung. So mache es bei einem stetig steigenden Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien keinen Sinn, das Ausbauziel von 25 % bis 2020 auf die gesamte Stromerzeugung zu beziehen. Die Kosten dafür hielte das BMWi für nicht vertretbar. „Die breite Förderung von KWK-Anlagen würde angesichts der stark gefallenen Strompreise sehr teuer und würde zu einem starken Anstieg der Strompreise führen.“Die Förderung der KWK-Bestandsanlagen wird als „Brücke“ dafür angesehen, dass bestehende Kraftwerke sich bis zu einem Abbau der Überkapazitäten und der Schaffung wirtschaftlicher Bedingungen durch den Strommarkt 2.0 refinanzieren können.
Während es für die energieintensive Industrie beim Status Quo bleiben soll, ist für hochprofitable KWK anderenorts eine Förderkürzung geplant. Zudem wird es Flexibiltätsanforderungen an die Anlagen geben. Das Investitionsvolumen für Wärmenetze und Wärmespeicher soll – bei gleich bleibenden Fördersätzen − erhöht werden. In den Vorschlägen des BMWi für die KWKG- Novelle, die E&M Powernews vorliegen, heißt es, das Ziel von 25 % KWK-Anteil an der thermischen Stromerzeugung bedeute für 2020 etwa 115 TWh KWK-Stromerzeugung. Aktuell liege diese bei rund 96 TWh, was einem Anteil von 18 % an der thermischen Erzeugung entspreche. Es gehe also um eine „moderate Ausbauperspektive“ von 3 bis 4 GW.
Für Anlagen mit mehr als 10 GW Leistung, die ins öffentliche Netz einspeisen, soll die Förderung um 1 Ct/kWh erhöht werden. Die Förderung soll Ende 2019 auslaufen, 2017 soll es eine Evaluierung geben. Die Förderung für Wärmenetze und -speicher wird laut dem Vorschlag verdoppelt, das heißt, Wärmenetze sollen statt bisher 10 Mio. Euro dann 20 Mio. Euro pro Projekt erhalten, Wärmespeicher statt mit bisher 5 Mio. Euro künftig mit 10 Mio. Euro unterstützt werden. Der Kostenanstieg für Endkunden wird auf 0,5 Ct/kWh beziffert.

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März 20, 2015

Angelika Nikionok-Ehrlich

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Freitag, 20. März 2015

Sonnenfinisternis - Countdown-Tag 4

Bild: Fotolia.com, Gina Sanders
Die partielle Sonnenfinsternis am Freitag kostet die heimische Volkswirtschaft rund 3,39 Mio. Euro, hat Energy Brainpool errechnet. Die Mehrkosten berechnen sich zum einen durch einen höheren Strompreis an der Strombörse, hinzukommen Aufwendungen, die die Übertragungsnetzbetreiber zusätzlich ergreifen müssen, insbesondere durch die Beschaffung zusätzlicher Regelleistung.
Diese Rechnungen haben einen Schönheitsfehler, sie beruhen auf den bislang vorliegenden Wetterdaten. Welche Wetterlage ist aber am 20. März zu erwarten? Im Countdown-Tagebuch von E&M Powernews zur Sonnenfinsternis präsentieren die MeteoGroup Deutschland und energy & meteo systems (emsys) ihren jüngsten Ausblick.
Im Vergleich zu gestern zeigen zwar die Wettermodelle noch recht einheitlich die Zunahme atlantischen Tiefdruckeinflusses in Deutschland, doch ist das Eintreffen der Bewölkung zeitlich etwas nach hinten verschoben worden, prognostizieren die MeteoGroup-Experten. Damit ist nun insgesamt von einer höheren Solarstromeinspeisung gegenüber den letzten Prognosen auszugehen.
Somit bestehen nun in weiten Teilen Ost- und Süddeutschlands gute Chancen für den Blick auf die partielle Sonnenfinsternis. Im Norden und Nordwesten ziehen dagegen bereits dichte Wolken vorüber. Hier müssen die Bürger schon richtig Glück haben, um eine Wolkenlücke zu erhaschen, die kurz einen Blick zur Sonne hinauf erlaubt.
 
Bild: MeteoGroup

Die aktuellen Leistungsprognosen für Deutschland (siehe Abbildung) sagen für 10 Uhr eine solare Einspeisung von etwa 9 bis 10 GW vorher, das ist im Vergleich zu gestern eine Steigerung von 1 bis 2 GW. Diese Einspeiseleistung fällt dann um 11 Uhr auf nur noch rund 5 GW, was einen Abfall der Leistung von 4 bis 5 GW innerhalb einer Stunde bedeutet. Bis 12 Uhr soll die Leistung dann wieder auf knapp 11 GW ansteigen, ein Plus von 2 bis 3 GW gegenüber der gestrigen Prognose. Das Tagesmaximum wird nicht High Noon, sondern um 13 Uhr mit 14,5 GW erreicht, ebenfalls ein Plus von 2 GW gegenüber den gestrigen Prognosen.
Auch die emsys-Wetterfrösche auch Oldenburg sehen bei den Prognosen keine große Veränderung der allgemeinen Wetterlage im Vergleich zum gestrigen Montag. Die Prognosen sehen die Front jedoch etwas früher reinziehen als gestern, daher verringert sich das Einspeiseniveau. Relativ sicher ist aber, dass Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern und Niedersachsen unter einer dichten Wolkendecke liegen werden. Auch Nordrhein-Westfalen und weite Teile Hessens werden von der Sonnenfinsternis wohl nicht viel mitbekommen. Weiter südlich stehen die Chancen recht hoch, dass das Phänomen bei wechselhafter Bewölkung beobachtet werden kann. Für Baden-Württemberg ist im Vergleich zu gestern eine geringere Bedeckung vorhergesagt. Die übrigen Regionen, also der südliche Teil Ostdeutschlands und Bayern werden einen nahezu ungetrübten Blick auf die Sonnenfinsternis haben.
Bild: energy & meteo systems
Die partielle Sonnenfinsternis am Freitag kostet die heimische Volkswirtschaft rund 3,39 Mio. Euro, hat Energy Brainpool errechnet. Die Mehrkosten berechnen sich zum einen durch einen höheren Strompreis an der Strombörse, hinzukommen Aufwendungen, die die Übertragungsnetzbetreiber zusätzlich ergreifen müssen, insbesondere durch die Beschaffung zusätzlicher Regelleistung.Diese Rechnungen haben einen Schönheitsfehler, sie beruhen auf den bislang vorliegenden Wetterdaten. Welche Wetterlage ist aber am 20. März zu erwarten? Im Countdown-Tagebuch von E&M Powernews zur Sonnenfinsternis präsentieren die MeteoGroup Deutschland und energy & meteo systems (emsys) ihren jüngsten Ausblick.Im Vergleich zu gestern zeigen zwar die Wettermodelle noch recht einheitlich die Zunahme atlantischen Tiefdruckeinflusses in Deutschland, doch ist das Eintreffen der Bewölkung zeitlich etwas nach hinten verschoben worden, prognostizieren die MeteoGroup-Experten. Damit ist nun insgesamt von einer höheren Solarstromeinspeisung gegenüber den letzten Prognosen auszugehen.
Somit bestehen nun in weiten Teilen Ost- und Süddeutschlands gute Chancen für den Blick auf die partielle Sonnenfinsternis. Im Norden und Nordwesten ziehen dagegen bereits dichte Wolken vorüber. Hier müssen die Bürger schon richtig Glück haben, um eine Wolkenlücke zu erhaschen, die kurz einen Blick zur Sonne hinauf erlaubt.
Die aktuellen Leistungsprognosen für Deutschland (siehe Abbildung) sagen für den kommenden Freitag für 10:30 Uhr eine Solareinspeisung von 4 GW vorher, die im Maximum bis kurz nach 12 Uhr mittags auf rund 15.5 GW ansteigt. Dies entspricht einer Zunahme von gut 10 GW und einem Maximum von rund 3 GW in einer Viertelstunde. ein Bild zeichnet sich heute klarer ab: Da, wo hierzulande die meisten solare Kraftwerke am Netz sind, sprich in Ostdeutschland und Bayern, wird sich die partielle Sonnenfinsternis bemerkbar machen.

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März 17 , 2015

Ralf Köpke

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Sonnenfinsternis - Countdown-Tag 5

Bild: Fotolia.com, Gina Sanders
Wie sicher sind die Stromversorgung und die Netzstabilität am 20. März, dem Tag der partiellen Sonnenfinsternis in Deutschland? E&M hat zwar keine Glaskugel, weiß aber um Experten, die es besser wissen, wie beispielsweise der Energieprognose- und Wetterdienstleister energy & meteo systems GmbH (emsys) aus Oldenburg und die MeteoGroup Deutschland in Berlin.Zusammen mit emsys und MeteoGroup präsentiert E&M Powernews bis Freitag das Countdown-Tagebuch zur Sonnenfinsternis. Die Wetterdaten werden sich in kommenden Tagen zunehmend stabilisieren, sodass Übertragungsnetz- und Kraftwerksbetreiber wissen, was am Freitag auf sie zukommt.
Welche Aussagen über das Wetter am nächsten Freitag lassen sich am heutigen Montag, 14 h, treffen? Die Antwort der emsys-Experten:
Für die Netzstabilität wäre der Fall eines komplett wolkenfreien Himmels über ganz Deutschland kritisch. Bisher, darin sind sich die vorliegenden Wetterprognosen weitgehend einig, wird dieser Fall für Gesamtdeutschland aber nicht eintreten. Nur der Amerikanische Wetterdienst geht von einer wesentlich geringere Solareinspeisung aus.
Gegen Ende der Woche wird Deutschland unter zyklonalen Einfluss mit wechselhafter Bewölkung und vereinzelt Schauern gelangen. In der Nacht zu Freitag erreichen uns Tiefausläufer von Norden her. Diese Tiefausläufer ziehen im Laufe des Freitagvormittags über Deutschland Richtung Süd-Osten.
Bis zum Nordstau der Mittelgebirge wird der Nordwesten zum Zeitpunkt der Sonnenfinsternis wohl unter einer dichten Wolkendecke mit verbreitet Niederschlägen sowie teilweise Schauern liegen. Im Süden Baden-Württembergs werden dagegen längere sonnige Abschnitte erwartet. Vor allem der überwiegende Teil Ostdeutschlands sowie Bayerns wird aus heutiger Sicht einen ungetrübten Blick auf die Sonnenfinsternis haben. Was wichtig ist: Genau in diesen Regionen ist der größte Teil der installierten Photovoltaik-Leistung aufgebaut und am Netz. Der Amerikanische Wetterdienst sieht die Schlechtwetterfront schneller durch Deutschland laufen und erwartet daher im Osten und Bayern mehr Bewölkung.
 
Bild: energy & meteo systems

Die aktuellen Leistungsprognosen für Deutschland (siehe Abbildung) sagen für den kommenden Freitag für 10:30 Uhr eine Solar-Einspeisung von 5,5 Gigawatt vor, die bis 12 Uhr mittags auf rund 20 GW ansteigt. Dies entspricht einer Zunahme von insgesamt 14.5 GW und einem Maximum von über 4 GW in einer Viertelstunde. Zwar wird am Freitag nicht die derzeit maximal mögliche Solar-Leistung von rund 30 GW ins Netz einspeisen, aber 20 GW ist auch schon ein Brocken. Sprich, die Netzbetreiber werden nach den heutigen Wetterprognosen am Freitag nicht ihre Hände in den Schoß legen können.

Nach Einschätzung der Experten von MeteoGroup sind sich die Wettermodelle für den Tag der Sonnenfinsternis relativ einig: Durch einen aufkommenden Wetterumschwung ziehen vom Atlantik her Tiefdruckgebiete auf Deutschland zu und sorgen für zunehmend dichte Wolken. Nur im Süden hält sich noch längere Zeit ruhiges und sonniges Wetter. Dieser Umstand sorgt dafür, dass das Stromnetz nicht so stark belastet wird, wie bei komplett wolkenlosem Wetter im ganzen Land.
Die größten Chancen auf einen Blick auf die partiell verdeckte Sonnenscheibe bestehen im Süden Baden-Württembergs, in Bayern und Sachsen sowie aus jetziger Sicht auch in Richtung Südbrandenburg. Weiter im Nordwesten ziehen dagegen zeitweise dichtere Wolken vorüber, dort ist bei hohen Wolkenfeldern eventuell ebenfalls ein Blick auf die Sonne möglich, jedoch wird die Solareinspeisung deutlich gedämpft. Ganz im Nordwesten, also von Niedersachsen bis nach Schleswig-Holstein sind die Wolken meist komplett dicht.
Bild: MeteoGroup
Die aktuellen Leistungsprognosen für Deutschland (siehe Abbildung) sagen für 10 Uhr eine Einspeisung von etwa 8 GW vorher. Diese fällt dann um 11 Uhr auf nur noch ca. 4 GW, also ein Abfall der Leistung um 4 GW innerhalb einer Stunde. Bis 12 Uhr soll die Leistung dann wieder auf 8,5 GW ansteigen. Diese Gradienten liegen jedoch unter den Szenarien, die von einem komplett wolkenlosen Himmel über Deutschland ausgehen.

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März 16 , 2015

Ralf Köpke

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Mittwoch, 18. März 2015

Forscher und Branche warnen vor Zögern bei Speichern

Bild: Fotolia.com, Dark Vectorangel

Bei der Photovoltaik hat erst die Markteinführung für eine drastische Senkung der Kosten gesorgt. Auf einen ähnlichen Effekt hoffen jetzt auch die Anhänger von Batterie- und anderen Speichern.Forscher und Vertreter der Energiebranche haben die Bundesregierung davor gewarnt, das Thema Energiespeicher zu verschlafen. „Die Geschichte der Photovoltaik zeigt, dass das beste Programm, um die Kosten einer Technologie zu senken, der Markt selber ist“, sagte Professor Eicke Weber, der das Fraunhofer Institut für solare Energiesysteme leitet und Präsident des Bundesverbands Energiespeicher ist. Es sei richtig, jetzt mit Speichern in den Markt zu gehen und nicht nur allein auf Forschung und Entwicklung zu setzen. Weber spielte damit darauf an, dass die Kosten für Photovoltaikanlagen durch den Anstoß einer Massenproduktion als Folge der EEG-Förderung in Deutschland in den vergangenen zehn Jahren extrem gesunken sind. Auch die Hauptgeschäftsführerin des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Hildegard Müller, plädierte dafür, das Speicherthema nicht zu sehr in die Zukunft zu verschieben. Beide sprachen anlässlich der Eröffnung der Fachmesse „Energy Storage Europe“ in Düsseldorf.

Weber und Müller reagierten damit auf die Äußerungen des Bundeswirtschaftsministeriums auf der gleichen Veranstaltung, wonach Stromspeicher zunächst nicht in größerem Umfang für das Stromsystem nötig seien und jetzt vor allem die Senkung der Speicherkosten durch Forschung und Entwicklung notwendig sei. BDEW-Hauptgeschäftsführerin Müller machte deutlich, dass nach Ansicht der Branche der Einsatz von Energiespeichern sehr wohl notwendig sei. „Ich teile die Einschätzung des Bundeswirtschaftsministeriums nicht. Es gibt Handlungsbedarf“, sagte Müller: „Wir sind der Auffassung, dass Energiespeicher einen ganz wesentlichen Beitrag zur Energiewende leisten.“ In jedem technischen Bereich sei die Markteinführung ein wichtiger Schritt zum Erfolg. Müller betonte auch, dass Speicher keine Letztverbraucher seien. Deshalb sei es falsch, sie mit Netzentgelten zu belasten. Die derzeitigen Regelungen führten dazu, dass sie für die Stabilisierung der Netze, zu der sie beitragen, auch noch bezahlen müssten. Derzeit würde der Einsatz schon existierender Speicher durch die sich wandelnden Bedigungen auf dem Energiemarkt unrentabel: „Wir diskutieren die Stilllegung effizienter Energiespeicher in einer Zeit, in der der Bedarf nach genau solchen Flexibilitätsoptionen stetig steigt.“

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März 10, 2015

Timm Krägenow

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Mittwoch, 11. März 2015

Frankfurt verlängert Konzession mit Mainova

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Die Mainova AG bleibt für weitere 20 Jahre im Besitz des Stromverteilnetzes in Frankfurt am Main.Das Mainova-Tochterunternehmen NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH hat die Konzession zum Betrieb des Stromnetzes in der Bankenmetropole erhalten. Ein entsprechender Vertrag zwischen der Stadt und der Mainova AG wurde am 9. März in Frankfurt unterzeichnet, der Mitte September 2015 in Kraft treten wird. Danach soll die Mainova auch künftig eine Konzessionsabgabe von 2,39 Cent/kWh für Haushaltskunden und 0,11 Cent/kWh für Sondervertragskunden bezahlen. Dies liegt den Angaben zufolge auf dem höchstmöglichen Preisniveau. 2013 überwies das Unternehmen 31 Mio. Euro Konzessionsabgabe an die Stadt, die damit eine der wichtigsten Einnahmen für den städtischen Haushalt darstellt, teilte Mainova mit.

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März 09, 2014

Kai Eckert

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Dienstag, 10. März 2015

Wissenschaftliche Literatur zu Stromhandel und Erneuerbaren




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Zusammenschluss zum Bundesverband Geothermie

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Die Mitglieder des Wirtschaftsforum Geothermie e.V. (WFG) und des Bundesverbandes Geothermie.V. (BVG) haben am 5. März beschlossen, einen gemeinsamen Verband zu bilden.„Ab 2016 ist ausschließlich der Bundesverband Geothermie e.V. der Ansprechpartner für Politik, Öffentlichkeit und Unternehmen“, sagte Erwin Knapek, Vorsitzender von WFG und Präsident des BVG. Konkret wird die Fusion der Verbände durch den Wechsel der WFG-Mitglieder in den Bundesverband Geothermie und die planmäßige Auflösung des Wirtschaftsforums Geothermie, teilten die Verbände am 6. März mit. Knapek: „Jetzt müssen wir noch Feinabstimmungen vornehmen. Unser Zeitplan sieht vor, dass sich das WFG Ende 2015 auflöst und die Mitglieder zum BVG überwechseln.“ Bereits 2013 ist Knapek zum Präsidenten des GtV-Bundesverbands gewählt worden. Sein Ziel, die beiden Geothermie-Verbände zu vereinen, werde nun erreicht.

40 deutsche und Schweizer Tiefengeothermie-Unternehmen sind seit 2006 Mitglieder im Wirtschaftsforum Geothermie (WFG). Zudem sind laut Verbandsangaben alle aktiven deutschen Strom- und die meisten Wärmeprojekte im WFG vertreten. Der 1991 gegründete Bundesverband Geothermie e.V. (BVG) ist ein Zusammenschluss von Unternehmen und Einzelpersonen, die auf dem Gebiet der Erdwärmenutzung in allen Bereichen der Forschung und Anwendung tätig sind. Er vereint derzeit rund 600 Mitglieder aus Industrie, Wissenschaft, Planung und der Energieversorgungsbranche.

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März 06, 2015

Heidi Roider

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Sonntag, 8. März 2015

Bayerischer Energiedialog als Luftnummer

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Kommentar: 

Um der Brisanz bei den Diskussionen um die Sicherheit der bayerischen Stromversorgung Rechnung zu tragen, hat die Landesregierung einen Energiedialog angestoßen. Dabei sollten alle Meinungen zum Wort kommen, doch gehört werden sie kaum. Braucht Bayern neue Stromtrassen, damit die Lichter im Freistaat nicht ausgehen? Dazu gibt es die unterschiedlichsten Meinungen von Experten, Bürgern und Politikern. Bayerns Ministerpräsident Seehofer verweigerte zunächst komplett den Bau der längst beschlossenen Übertragungstrassen, doch schließlich hat man in der Münchner Staatskanzlei erkannt, dass man sich der Diskussion stellen muss. So wurde am 3. November der Energiedialog gestartet: Wirtschaftsministerin Ilse Aigner erklärte damals, dass es wichtig sei, die wesentlichen Akteure der Energiewende an einen Tisch zu bringen. "Es ging heute auch darum, Einigkeit über die Ziele der Energiewende herzustellen", sagte Aigner damals. So weit, so gut. Nun hat die Ministerin am 18. Dezember eine Zwischenbilanz des Energiedialogs vorgelegt, und glaubt man der Berichterstattung und den Zitaten darin, dann läuft der Energiedialog offensichtlich unter dem Motto "Ihr könnt ruhig eine Meinung haben, auf Fakten kommt es aber nicht an ". In einer dpa-Meldung wird Aigner zitiert: "Ich weiß mit ziemlicher Wahrscheinlichkeit, dass es wohl die hundertprozentige Lösung für jeden von Ihnen nicht geben kann und dass es wohl in Richtung eines Kompromisses laufen muss." Ohnehin stell die Ministerin klar, dass sie am Ende alleine über das künftige bayerische Energiekonzept entscheiden werde. "Und es wird meine Entscheidung sein, welches Konzept ich dem bayerischen Ministerpräsidenten und dem bayerischen Kabinett vorschlagen werde. Und es wird auch meine Entscheidung sein, was ist für Bayerns Zukunft wirklich unbedingt notwendig", so Aigner laut dpa. Bedeutet dies also, dass man vielleicht sogar konstruktiv über die bayerische Energieversorgung diskutieren kann, am Ende kommt es doch zu einer politischen Entscheidung, die nur aus populistischen Beweggründen getroffen wurde? Mit ihren Aussagen dürfte Aigner einigen Teilnehmern die Motivation genommen haben, sich bis zum Ende des Energiedialogs im Februar weiter ins Bauerntheater zu setzen.

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Dezember 18, 2014

Andreas Kögler

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Stuttgart bootet eigene Stadtwerke aus

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Das städtische Unternehmen darf für die Versorgung der Stadtverwaltung nicht einmal ein Angebot abgeben. Dabei betont derPartner Elektrizitätswerke Schönau, dass die Stadtwerke auch große Mengen liefern können. Die Elektrizitätswerke Schönau haben als Vertriebspartner der Stadtwerke Stuttgart Aussagen zurückgewiesen, dass die jungen Stuttgarter Stadtwerke nicht in der Lage seien, genügend Strom für die Stuttgarter Stadtverwaltung und ihre Tochterbetriebe zu beschaffen. „Wir haben in diesem Jahr schon ein sehr gutes Angebot über die Beschaffung von 110 Mio. kWh für die Stuttgarter Straßenbahnen abgegeben. Damit haben wir in der Ausschreibung den zweiten Platz erreicht. Das zeigt, dass wir heute schon ganz praktisch in der Lage sind, große Strommengen in der richtigen Qualität zu beschaffen – natürlich auch für die Stuttgarter Stadtverwaltung“, sagte Ursula Sladek, Gründerin der Elektrizitätswerke Schönau, auf Anfrage gegenüber E&M Powernews. Die "Stuttgarter Zeitung" hatte am 17. Dezember berichtet, der Gemeinderat habe in einer nicht-öffentlichen Sitzung im November den Stromliefervertrag mit dem bisherigen Lieferanten EnBW um zwei Jahre verlängert. Die Stadtwerke hätten nicht einmal die Chance bekommen, ein Angebot abzugeben. Bürgermeister Michael Föll (CDU) habe dies damit begründet, dass die Stadtwerke Stuttgart noch gar nicht ein so großes Energievolumen liefern könnten. Die Zeitung zitiert Föll mit der Aussage, dass die Stadtwerke das benötigte Kontingent natürlich an der Börse einkaufen könnten. Sollten sie aber in der Ausschreibung unterliegen, müssten sie die Energiemenge womöglich zu einem geringeren Preis weiterverkaufen. „Das wäre ein gigantisches Risiko“, wird der Bürgermeister wiedergegeben. Derzeit betragen die jährlichen Kosten der Stadtverwaltung und ihrer Tochterbetriebe für Strom 38,5 Mio. Euro und die für Gas 11,5 Mio. Euro. Die Stadtwerke Stuttgart erreichen bislang im Vertrieb nur einen Umsatz von 4,5 Mio. Euro. Mit der Stadtverwaltung wäre also das Zehnfache hinzugekommen. Sladek stellte klar, dass die Elektrizitätswerke Schönau grundsätzlich ihren Strom nicht an der Börse, sondern direkt bei den Erzeugern einkaufen. Die Elektrizitätswerke Schönau und die Stadtwerke Stuttgart haben gemeinsam eine Vertriebstochter, die Stadtwerke Vertriebsgesellschaft mbH, gegründet, die in Stuttgart Strom an Endkunden verkauft. „Ich wundere mich, welches Verständnis manche Politiker in Stuttgart von ihrem eigenen Unternehmen haben. Natürlich können die Stadtwerke Stuttgart große Mengen liefern“, sagte Sladek: „Wenn das Gegenteil davon in der Zeitung behauptet wird, werden die Stadtwerke desavouiert. Jetzt besteht die Gefahr, dass auch Industriekunden glauben, dass wir nicht liefern können.“ Die Stuttgarter Stadtwerke äußerten sich vorsichtig: Nur im Einzelfall bearbeiteten Stadtwerke und EWS „auch mit Erfolg Anfragen von Großkunden oder nehmen an Ausschreibungen für große Strommengen teil“, wurde ein Stadtwerke-Sprecher zitiert.

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Dezember 18, 2014

Timm Krägenow

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Brücke zwischen getrennten Märkten

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Energiewende und zunehmender Energiehandel lassen den Regelenergiebedarf wachsen – am Strom- wie auch am Gasmarkt. Der Saarbrücker Energiedienstleister VSE sieht darin ein Geschäftsmodell mit Zukunft und will Synergien zwischen beiden Märkten erschließen. Die bisher weitgehend getrennten Regelenergiemärkte für Strom und Gas künftig kombiniert zu nutzen, ist Ziel des saarländischen Energieversorgers VSE AG. „Wir sind das einzige Unternehmen in Deutschland, das Regelenergie medienübergreifend anbieten und abwickeln kann“, sagt Michael Küster. „Künftig wollen wir nicht mehr zwischen Strom und Gas unterscheiden und beispielsweise einen Bedarf an Stromregelenergie auch im Gasbereich abfahren“, so der VSE-Manager. Eine Schlüsselrolle bei diesem Vorhaben spielen Blockheizkraftwerke, die an das Strom- und an das Gasnetz angebunden sind und damit eine Brücke zwischen den beiden bisher getrennten Versorgungsnetzen bilden. Die VSE ist bereits im Strom- und im Gasmarkt als Regelenergiedienstleister aktiv. Im Strombereich hat das Unternehmen dafür in den letzten drei Jahren einen Pool von kleineren und mittleren Kraftwerken mit mehr als 350 MW Leistung unter Vertrag genommen. Die Nutzer der Anlagen – Industrie- und Gewerbebetriebe sowie Stadtwerke − vertrauen diese der VSE an, welche die Kraftwerke nach deren Vorgaben steuert und den Übertragungsnetzbetreibern für den nächsten Tag für den Regelenergieeinsatz anbietet. Die Anlagen stehen als positive oder negative Minutenreserve zur Verfügung – werden also zugeschaltet, wenn zu wenig Last im Netz ist und bei zu viel Last abgeschaltet. Die Energieerzeuger müssen dafür innerhalb von 15 Minuten zur Verfügung stehen. Regelenergie ist für die Netzstabilität technisch notwendig und gewinnt durch die zunehmende Vorrangeinspeisung erneuerbarer Energien an Bedeutung.

Regelenergie aus Pool von Kleinanlagen

Im Aufbau ist auch ein Pool von mehr als 50 kleineren Blockheizkraftwerken bis zu einer unteren Grenze von etwa 200 kW elektrischer Leistung, die Küster im nächsten Jahr zu einem virtuellen Regelenergiekraftwerk kombinieren will. „Wir wollen das zu einem hoch automatisierten Massenkundengeschäft ausbauen“, so der Manager. Die Software dafür wird gerade angepasst. Außerdem soll das Geschäft bis Anfang nächsten Jahres auf den Bereich der Sekundärregelleistung ausgeweitet werden. Dafür sind schnellere Reaktionszeiten als bei der Minutenreserve erforderlich. Die Anlagen müssen innerhalb von 30 Sekunden reagieren und in fünf Minuten zum Ab- oder Anschalten verfügbar sein. Seit diesem Sommer ist die VSE auch auf dem Gasmarkt mit Regelenergie aktiv und fasst dafür vor allem lokale Kugel- und Röhrengasspeicher zu einem Regelenergiepool zusammen. Bis Ende des Jahres sollen es zehn Anlagen sein. „Wir sind in beiden Marktgebieten aktiv und bieten jeweils Regelenergie für L-Gas und H-Gas an“, so Küster. Vermarktet wird sie überwiegend als Intraday- beziehungsweise Day-Ahead-Produkt für den nächsten Tag. Im Gasnetz ist Regelenergie nötig, um Druckschwankungen auszugleichen. Sie muss jeweils mit drei Stunden Vorlaufzeit als Pool rund um die Uhr zur Verfügung stehen. Die Geschäfte werden über physische Ausschreibungen der beiden großen Marktgebietsverantwortlichen NCG und Gaspool sowie vorrangig über die Börse abgewickelt.

Neue Aufgabe für kleine Gasspeicher

Für die lokalen Gasspeicher, die ursprünglich von Versorgungsunternehmen für das Abfahren von Tagesspitzen gebaut wurden, am liberalisierten Gasmarkt aber nicht mehr gebraucht werden, sei das Anbieten am Regelenergiemarkt oft die einzige Möglichkeit, sie wirtschaftlich weiterbetreiben zu können, so Küster. Für den gesamten Energie- und Regelenergiehandel hält die VSE in Saarbrücken einen 24-Stundenservice an 365 Tagen im Jahr vor. Sieben Händler vermarkten die Regelenergiepools über die Börse im Dreischichtbetrieb. Künftig soll dies auch medienübergreifend geschehen. Ziel sei es, die beiden Regelenergiemärkte Strom und Gas kaufmännisch und technisch so zu koordinieren, dass Synergien zum Vorteil der Kunden entstehen und genutzt werden können. Gasspeicher und BHKW der VSE-Pools sollen dafür im Zusammenspiel die nötige Flexibilität schaffen. Durch die Kombination lässt sich beispielsweise ein BHKW, das als negative Minutenreserve im Strom angeboten wird, gleichzeitig als negative Regelenergie im Gas nutzen. Muss das BHKW dann tatsächlich abgeschaltet werden, wird das Gas einfach in einen Speicher des VSE-Reservepools umgeleitet. „Wir können damit Preissignale von zwei Märkten nutzen und die BHKW so fahren, wie es die Märkte gerade hergeben“, erklärt Küster. Die BHKW der Kunden könnten so gegenüber derzeitigen Möglichkeiten optimiert betrieben werden. Auch von der Bundesnetzagentur, die seit Jahren eine medienübergreifende Herangehensweise fordert, sieht sich die VSE in ihrem Vorgehen bestätigt.

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Dezember 18, 2014

Peter Focht

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