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News


  • 17. Januar 2018

    Vier weitere Stadtwerke kooperieren mit smartOPTIMO

    Das Stadtwerke-Netzwerk smartOPTIMO vermeldet die Unterzeichnung von Kooperationsverträgen mit weiteren Partnerwerken.
    Die Stadtwerke Emsdetten GmbH, die Stadtwerke Emmerich, die ENERVIE Vernetzt GmbH in Lüdenscheid sowie die Stadtwerke Versmold GmbH haben Verträge über die Zusammenarbeit bei der Gateway-Administration (GWA) mit smartOPTIMO geschlossen. smartOPTIMO ist seit 2009 als Dienstleistungsunternehmen für Lösungen und Geschäftsmodelle im Zähl- und Messwesen aktiv. An den Standorten in Osnabrück und Münster beschäftigt smartOPTIMO über 135 Mitarbeiter. Zum Leistungsspektrum zählen Strategie- und Umsetzungsberatung, individuelle Dienstleistungen, operatives Zählergeschäft und Smart Meter Gateway Administration für die Realisierung der Energiewende.
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  • 17. Januar 2018

    Erdbeben bei Groningen gefährdet Versorgungssicherheit

    Das Erdbeben, das am 8.
    Januar die Region um Groningen erschütterte, könnte Auswirkungen auf die Marktraumumstellung von L- auf H-Gas haben, warnen die Kanzlei BeckerBüttnerHeld (BBH) und die Arbeitsgemeinschaft Erdgasumstellung (ARGE EGU). Ursache des Erdbebens ist die Gasförderung aus dem bedeutenden Groningen-Feld, aus dem auch der weit überwiegende Teil des in großen Teilen Nordwestdeutschlands verwendeten so genannten L-Gases stammt. Der Wirtschaftsminister der Niederlande kündigte an, die Förderung aus dem Groningen-Feld abzusenken, um weiteren Erdbeben vorzubeugen. Dies könnte allerdings erhebliche Auswirkungen auf die Versorgung in Nordwestdeutschland haben. „Wir haben den Präsidenten der Bundesnetzagentur angeschrieben und ihn gebeten, dass so schnell wie möglich mit der niederländischen Regierung geklärt wird, wie viel L-Gas aus den Niederlanden in den nächsten Jahren zur Verfügung steht. Auf dieser Basis muss im Rahmen des Netzentwicklungsplanes eine Planung unter Berücksichtigung von Risikoszenarien wie zum Beispiel weiterer Erdbeben durchgeführt werden. Es müssen auch die Voraussetzungen für Konvertierungsanlagen als regulierte Infrastruktur zur Absicherung geschaffen werden“, so Professor Christian Held von der Kanzlei Becker Büttner Held, die die ARGE EGU vertritt. Randulph Noack, Geschäftsführer der Stadtwerke Porta Westfalica und ein Sprecher der Arbeitsgemeinschaft ergänzt: „Wir wollen nichts dramatisieren, aber die Versorgungssicherheit ist das wichtigste Prinzip der Energiewirtschaft. Die Bundesnetzagentur muss jetzt handeln!“. In den nächsten zwei Jahrzehnten werden alle L-Gas-Netze, also Netze, die niederkalorisches Gas verwenden, auf H-Gas umgestellt, weil die niederländischen und deutschen Vorräte zu Ende gehen. An sich ist dies kein Problem, weil das hochkalorische Erdgas in großen Mengen langfristig zur Verfügung steht und insoweit die Versorgungssicherheit gewährleistet werden kann. Allerdings ist die Umstellung von über 100 Gasnetzen eine durchaus komplexe Angelegenheit und über 5,5 Mio. Geräte müssen umgestellt werden, von der normalen Heizung bis zur industriellen Gasanwendung. Dieses größte Infrastrukturprojekt der deutschen Gaswirtschaft liegt in der gesetzlichen Verantwortung der betroffenen Verteilnetzbetreiber. Das Problem liegt nun darin, dass die in den nächsten Jahren benötigten Umstellungskapazitäten der Dienstleistungsunternehmen sich erst im Aufbau befinden und die gesamte Planung sehr ambitioniert ist (mit der Umstellung mit bis zu 600.000 Geräten pro Jahr). Die Arbeitsgemeinschaft Erdgasumstellung (ARGE EGU), eine Interessengemeinschaft von 43 von der Umstellung betroffenen Verteilnetzbetreibern, hat immer darauf hingewiesen, dass das Projekt funktioniert, „wenn alles gut geht“, eine Beschleunigung, die durch eine weitere Reduzierung der Förderung bedingt ist, aber kaum machbar erscheint. Hier sieht die ARGE EGU die Bundesnetzagentur in der Pflicht, für die notwendige Absicherung zu sorgen, beispielsweise durch die Anerkennung von Konvertierungsanlagen, mittels deren H-Gas in L-Gas verwandelt werden kann, als regulierte Infrastruktur und die Modellierung verschiedener Risikoszenarien und ihrer Absicherung.
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  • 17. Januar 2018

    5,3 GW Offshore-Windenergie sind am Netz

    „Mit einer Leistung von mehr als 5,3 GW tragen die Windenergieanlagen auf See immer stärker zur Versorgungssicherheit Deutschlands bei.
    Sie liefern praktisch rund um die Uhr im Jahr sauberen Strom“, erklärten die Branchenvertreter von AGOW, BWE, Stiftung OFFSHORE-WINDENERGIE, VDMA Power Systems und WAB e.V. in Berlin bei der Vorstellung der aktuellen Ausbauzahlen zur Offshore-Windenergie. „Der Ausbau der Offshore-Windenergie liegt im Plan.“ Ende 2017 waren nach einer Analyse der Deutschen WindGuard insgesamt 1.169 Anlagen mit einer installierten Leistung von rund 5.387 MW am Netz. Nach Zahlen der AG Energiebilanzen konnten die Windenergieanlagen auf See ihre Stromproduktion auf 18,3 Terrawattstunden im Jahr 2017 steigern. Das ist fast 50 Prozent mehr als im Jahr 2016 (12,3 Terrawattstunden). Aktuell sind zwei Offshore-Windparks mit einer Leistung von 780 MW im Bau. Für fünf Projekte mit einer Leistung von rund 1,5 GW liegt die finale Investitionsentscheidung vor. Bis 2020 ist gesetzlich ein Ausbau der Offshore-Windenergie bis zu einer Kapazität von 7,7 GW möglich.
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  • 12. Januar 2018

    90 Prozent der geförderten Freiflächenanlagen errichtet

    90 Prozent der in der dritten Ausschreibungsrunde für Photovoltaik-Freiflächenanlagen bezuschlagten Projekte wurden errichtet.
    Insgesamt wurden 40 Förderberechtigungen für Projekte der dritten Ausschreibungsrunde ausgestellt. In vier Fällen wurde die Frist versäumt und die Anträge verspätet gestellt. Die Bundesnetzagentur hat im Zeitraum 2015 bis 2016 insgesamt sechs Ausschreibungen für Photovoltaik-Freiflächenanlagen durchgeführt. Der Zuschlagswert in der dritten Ausschreibungsrunde für Photovoltaik- Freiflächenanlagen zum Gebotstermin am 1. Dezember 2015 betrug 8 ct/kWh und wurde im Einheitspreisverfahren ermittelt. Viele Projektentwickler haben von der Möglichkeit Gebrauch gemacht ihre Projekte auf einer anderen Fläche zu realisieren als bei Gebotsabgabe geplant. Dabei ist ein geringer Abschlag bei der Förderhöhe hinzunehmen. Diese Flexibilität hat erheblich zur hohen Realisierungsrate in der dritten Ausschreibungsrunde beigetragen. Das hohe Wettbewerbsniveau aller bisherigen Photovoltaik-Ausschreibungen führt zu stetig sinkenden Zuschlagspreisen. Beginnend mit der ersten Ausschreibung für Photovoltaik-Freiflächenanlagen im April 2015 mit einem Zuschlagspreis von 9,17 ct/kWh - bis aktuell zu einem Zuschlagspreis von 4,91ct/kWh in der Photovoltaik-Ausschreibung zum Gebotstermin 1. Oktober 2017.
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  • 12. Januar 2018

    Amprion stellt Trasse für A-Nord vor

    Amprion hat den bevorzugten Trassenverlauf für die dritte geplante Nord-Süd-Stromverbindung vorgestellt.
    Die rund 300 Kilometer lange unterirdische Gleichstromverbindung "A-Nord" soll Strom aus den Windparks an der Nordsee über das westliche Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen in den Süden bringen, berichtet der NDR. Der aktuelle Trassenvorschlag der westlichsten der drei Nord-Süd-Verbindungen startet laut Planung in Emden-Ost. Vom Dollart aus soll die Kabeltrasse zunächst durchs Rheiderland und das nördliche Emsland parallel zur niederländischen Grenze verlaufen. Anschließend sieht die Planung vor, dass die Stromtrasse sich am Verlauf der Autobahn 31 orientiert. Die Verbindung soll bis nach Osterath nahe Düsseldorf verlegt werden. Amprion will den Korridor nach eigenen Angaben im März bei der Bundesnetzagentur (BNetzA) beantragen. Diese entscheidet am Ende, wo genau das Erdkabel verlaufen wird. Wie die Stromautobahnen "Suedlink" und "Suedostlink" soll die "A-Nord" im Jahr 2025 einsatzbereit sein. Bis zu zwei Gigawatt Leistung können nach Unternehmensangaben transportiert werden. Für das Erdkabel ist ein rund 24 Meter breiter Streifen erforderlich, in dem die Leitung zwei Meter tief in der Erde verlegt wird. Die Kosten für die "A-Nord" werden auf rund zwei Milliarden Euro beziffert.
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  • 12. Januar 2018

    Stefan Dohler tritt seinen Dienst als EWE-Chef an

    Stefan Dohler steht seit dem 12.
    Januar an der Spitze des Energiekonzerns EWE AG. Der Aufsichtsrat der EWE AG hatte Dohler Mitte September 2017 berufen. Stefan Dohler wurde 1966 geboren, ist gelernter Seemann, Diplom-Ingenieur für Luft- und Raumfahrttechnik und besitzt einen Master of Business Administration (MBA). Nach Stationen bei Blohm+Voss und Lahmeyer International begann er 1998 beim Hamburger Energieversorger HEW, einem der Vorgängerunternehmen von Vattenfall, und hatte seitdem eine Vielzahl von Führungspositionen in den Bereichen Finance, Networks, Production und Markets inne. 2012 wurde er Mitglied des Executive Management Teams der Vattenfall-Gruppe. Vor seinem Eintritt in den EWE-Vorstand war er Finanzvorstand der Vattenfall AB in Stockholm.
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  • 10. Januar 2018

    Studie: Optimierung der Netze senkt Kosten

    Die Transportkapazitäten der Stromübertagungsnetze lassen sich mit einer Reihe von vergleichsweise einfachen Maßen innerhalb von zwei bis vier Jahren erheblich vergrößern.
    Durch ein entsprechendes flächendeckendes Sofortprogramm würde die Funktion des Strommarktes deutlich verbessert, weil Netzeingriffe wie der Redispatch von Kraftwerken und die Abregelungen von Windkraftanlagen auch bei steigenden Anteilen Erneuerbarer Energien seltener nötig wären. Eine noch höhere Auslastung der Höchstspannungsnetze lässt sich langfristig überdies mit einer automatisierten Steuerung der Übertragungsnetze erzielen. Das zeigt eine neue Studie im Auftrag von Agora Energiewende. Zu den kurzfristigen Maßnahmen zählen unter anderem der Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen, mit denen sich bis zu doppelt so viel Energie über vorhandene Hochspannungstrassen transportieren lässt, und der Einbau von speziellen Transformatoren etwa an Umspannwerken, mit denen sich Strom von stark belasteten Netzabschnitten auf freie Netzabschnitte umleiten lässt. Die Leistungsfähigkeit bestehender Freileitungen kann zudem erhöht werden, in dem deren Temperatur kontinuierlich überwacht wird. Als nächste Stufe der Netzoptimierung – perspektivisch ab 2030 - sieht die Studie die Einführung einer automatisierten Systemführung der Stromübertragungsnetze: durch deren Digitalisierung können drohende Netzengpässe dann in Echtzeit verhindert werden. Die Zahl der Netzeingriffe, die möglicherweise unnötig sind, aber dennoch vorsichtshalber durchgeführt werden, lässt sich so vermindern. Die Studie „Toolbox für die Stromnetze“ steht unter www.agora-energiewende.de zum Download zur Verfügung. Die technischen Kapitel wurden vom Beratungsunternehmen Energynautics im Auftrag von Agora Energiewende erarbeitet.
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