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  • 4. Februar 2019

    Entwurf des Netzentwicklungsplans 2030 liegt vor

    Die Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW (ÜNB) haben den ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) 2030 in der Version 2019 auf www.netzentwicklungsplan.de veröffentlicht.
    Alle Szenarien des NEP für das Zieljahr 2030 erfüllen das 65-Prozent-Ziel für EE am Bruttostromverbrauch, das im Koalitionsvertrag festgelegt ist. Zusätzlich werden die sektoralen CO2-Ziele des Klimaschutzplans 2050 der Bundesregierung für das Jahr 2030 eingehalten. In die Berechnungen gingen außerdem Vorgaben zu Mindestkapazitäten an den Grenzkuppelstellen zur Sicherung des grenzüberschreitenden Stromhandels ein, die sich aus den europäischen Prozessen zur Entwicklung der Übertragungsnetze und des europäischen Energiebinnenmarkts ergeben. Der BNetzA genehmigte Szenariorahmen ist Ausgangspunkt für die Erstellung des NEP 2030 (2019). Der Szenariorahmen enthält insgesamt fünf Szenarien: ein Kurzfristszenario B 2025, drei Szenarien mit dem Zieljahr 2030 (A, B und C) sowie das Langfristszenario B 2035. Der EE-Ausbau auf 65% bei gleichzeitig deutlicher Reduktion der Kohleverstromung erfordert zwei über den Bundesbedarfsplan hinausgehende leistungsfähige Gleichstrom-Verbindungen mit einer Kapazität von insgesamt vier Gigawatt (GW), die Strom von Schleswig-Holstein über Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen bis nach Baden-Württemberg auf einer Gesamtlänge von rund 1.160 km transportieren (DC21/DC23 sowie DC25). Im Szenario B 2030 sind zudem weitere rund 2.900 km an Netzverstärkungen im Bestand und rund 450 km an Neubau-Maßnahmen (Drehstrom und Gleichstrom) erforderlich, die noch nicht Bestandteil des Bundesbedarfsplans sind. Die geschätzten Investitionskosten für die vorgeschlagenen land- seitigen Maßnahmen liegen – einschließlich rund 11,5 Mrd. Euro für das Startnetz sowie der Kosten für die Ad-hoc-Maßnahmen – bei rund 52 Mrd. Euro im Szenario B 2030. Diese Kosten fallen über die Jahre verteilt an.
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  • 1. Februar 2019

    Netzbetreiber planen zwei weitere Stromautobahnen

    Die Übertragungsnetzbetreiber planen bis 2030 den Bau von zwei zusätzlichen Stromtrassen von Nord- nach Süddeutschland.
    Damit würde sich der Zahl der neuen Trassen von drei auf fünf erhöhen, berichtet der Tagesspiegel. Grund sei der Ausbau der Erneuerbaren Energien. Die beiden über den Bundesbedarfsplan hinausgehenden Gleichstromverbindungen (HGÜ) haben eine Kapazität von insgesamt vier Gigawatt (GW). Die Leitungen mit einer Gesamtlänge von rund 1.160 Kilometern sollen in einem Korridor von Schleswig-Holstein über Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen bis nach Baden-Württemberg verlaufen. Ein Strang soll von Heide/West in Schleswig-Holstein über Hamm-Uentrop (NRW) bis nach Altbach (Baden-Württemberg) verlaufen, der andere von Wilhelmshaven bis in den Süden. Die Kosten für den Ausbau der Höchstspannung steigen durch das neue Vorhaben von 34 bis 36 Milliarden Euro auf rund 52 Milliarden Euro an.
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  • 31. Januar 2019

    Zwei Millionen Anlagen müssen ins Marktstammdatenregister

    Die Bundesnetzagentur hat das Internetportal „Marktstammdatenregister“ gestartet.
    Es soll einen umfassenden Überblick über die Anlagen und Akteure des deutschen Strom- und Gasmarktes geben. Alle Anlagenbetreiber müssen sich und ihre Anlagen dort registrieren. Betroffen sind circa zwei Millionen Anlagen, darunter 1,7 Millionen Solaranlagen. Das Register stellt den Anlagenbetreibern, den Netzbetreibern, der Politik, den Behörden und der interessierten Öffentlichkeit erstmals die aktuellen Stammdaten zur Strom- und Gasversorgung bereit. Zwischen den Akteuren vereinfacht das Register die Kommunikation. Alle Akteure des Strom- und Gasmarkts sind verpflichtet, sich selbst und ihre Anlagen zu registrieren. Bestandsanlagen müssen neu registriert werden, auch wenn sie bereits bei der Bundesnetzagentur gemeldet sind. Solaranlagen, KWK-Anlagen, ortsfeste Batteriespeicher und Notstromaggregate müssen genauso registriert werden wie Windenergieanlagen oder konventionelle Kraftwerke. Neben den Anlagenbetreibern müssen sich auch die sonstigen Akteure des Strom- und Gasmarktes registrieren, z.B. Netzbetreiber und Strom- und Gashändler. Für Bestandsanlagen, die vor dem Start des Marktstammdatenregisters in Betrieb gegangen sind, gilt grundsätzlich eine zweijährige Frist ab Start des Webportals. Für Neuanlagen gilt nach deren Inbetriebnahme eine einmonatige Frist zur Registrierung. Damit die Zahlungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz oder dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz ohne Abzüge ausbezahlt werden können, müssen die vorgegebenen Fristen beachtet werden. Ansonsten besteht kein Anspruch auf eine Auszahlung. Im Marktstammdatenregister werden ausschließlich Stammdaten eingetragen. Dazu gehören beispielsweise Standortdaten, Kontaktinformationen, technische Anlagendaten, Unternehmensform. Im Unterschied dazu können Daten, die energiewirtschaftliche Aktivitäten abbilden (z.B. produzierte Strommengen und Speicherfüllstände), nicht ins Marktstammdatenregister eingetragen werden. Unter www.marktstammdatenregister.de kann das Register genutzt werden. Für Fragen steht eine Hotline unter 0228/14-3333 und über das Webportal ein Kontaktformular zur Verfügung.
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  • 31. Januar 2019

    Bundesamt vermisst Voraussetzungen für Smartmeter-Rollout

    Da bislang nur ein Smart-Meter-Gateway (SMGW) zertifiziert wurde, kann das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) die technische Möglichkeit für den Rollout von Metern mit Einbaupflicht nicht feststellen.
    Das hat die Marktanalyse des BSI unter anderem ergeben. Weitere Ergebnisse sind: • Die für den sicheren Betrieb intelligenter Messsysteme notwendige Infrastruktur (Smart-Meter-Gateway-Administratoren und Smart-Metering-Public-Key-Infrastruktur) steht vollständig zur Verfügung. • 31 Unternehmen sind derzeit als Smart-Meter-Gateway-Administrator beim BSI registriert und bieten Dienstleistungen zur Gewährleistung des sicheren Betriebs der intelligenten Messsysteme an. • Zur Wahrung der Privatsphäre und Vertraulichkeit werden die übermittelten Messwerte der Verbraucherinnen und Verbraucher verschlüsselt und integritätsgesichert. Die hierfür nötigen digitalen Zertifikate werden derzeit von zehn Zertifizierungsdienstleistern angeboten. • Mit der Anpassung ihrer Prozesse hat auch die Energiewirtschaft sichergestellt, dass Daten aus den intelligenten Messsystemen empfangen und verarbeitet werden können. • Aktuell befinden sich acht weitere Smart-Meter-Gateway-Hersteller im Zertifizierungsverfahren des BSI. Das BSI ist zuversichtlich, dass weitere Zertifizierungen bald erfolgen werden. Der gesetzlich vorgeschriebene Rollout der Smart-Meter-Gateways beginnt, wenn drei Geräte unterschiedlicher Hersteller vom BSI zertifiziert wurden. Bereits jetzt ist jedoch der Einbau der ersten zertifizierten Geräte auf Kundenwunsch möglich. Schon im Dezember haben die ersten Messstellenbetreiber mit dem Einbau intelligenter Messsysteme bei ihren Kunden begonnen. Weitere Informationen zum Thema Smart-Metering sind über die BSI-Webseite unter https://www.bsi.bund.de/SmartMeter abrufbar.
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  • 30. Januar 2019

    Bayerische Energieversorgung beantragt Insolvenz

    Die Bayerische Energieversorgungsgesellschaft (BEV) hat beim Amtsgericht München die Eröffnung eines Insolvenzverfahrens beantragt (Aktenzeichen:
    1513 IN 219/19). Der Rechtsanwalt Axel W. Bierbach wurde zum Insolvenzverwalter des Unternehmens bestellt, berichtet Spiegel online. Kunden der BEV werden, so der vorläufige Insolvenzverwalter, ab sofort durch die gesetzlich vorgesehene Ersatzversorgung durch den kommunalen Grundversorger ohne Unterbrechung mit Strom und Gas beliefert. Die WirtschaftsWoche berichtet, dass das Geschäftsmodell der BEV wegen zu hoher Kündigungsquoten in Schieflage geriet. BEV Energie wurde 2013 gegründet und gewann nach Medienberichten bis zu 500.000 Kunden.
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  • 30. Januar 2019

    Volkswagen bietet bundesweit Ökostrom an

    Die VW-Tochter Elli bietet ab sofort einen bundesweit Ökostrom an.
    Das erste Produkt von Elli heißt Volkswagen Naturstrom, stammt zu 100 Prozent aus erneuerbaren Quellen und richtet sich an Privathaushalte und Kleinunternehmen. Zielgruppe des Volkswagen Naturstroms sind ausdrücklich nicht nur derzeitige Kunden der Marken des Volkswagen Konzerns oder ausschließlich Besitzer eines Elektrofahrzeugs. Bis zum Marktstart des ID, dem ersten Elektro-Auto von Volkswagen auf Basis des neuen Modularen E-Antriebs-Baukasten MEB, baut Elli bis Anfang 2020 schrittweise ein Portfolio smarter Lade-Lösungen auf, das von Hardware über Abrechnungs- und digitale Zusatzdienste bis zu kompletten Beratungspaketen reicht. Dazu gehören Wallboxen, Ladestationen und IT-basierte Energie Management Systeme sowie Kundenkarten für das Laden unterwegs. Aktuelle Informationen zum Elli-Tarif gibt es auf der Website www.elli.eco/de/naturstrom. Die Mindestvertragslaufzeit beträgt 24 Monate. Für die ersten 12 Monate wird eine volle Preisgarantie gewährt. Für die weiteren 12 Monate wird garantiert, dass es keine Preisanpassungen aufgrund veränderter Abrechnungs-, Beschaffungs-, Vertriebs- und Verwaltungskosten gibt.
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  • 30. Januar 2019

    E-Auto trägt erstmals zur Netzstabilisierung bei

    Ein Elektroauto kann Teil des Energiemarktes werden und dadurch Geld verdienen.
    Dieser Ausblick auf die Zukunft ist mit dem V2G-Pilotprojekt von Enervie in Hagen Realität geworden. V2G steht für Vehicle to Grid. Die Batterie eines Nissan Leafs dient, sobald das Fahrzeug an die Ladesäule angeschlossen ist, als Energiespeicher und -quelle. Das Firmenfahrzeug steht auf dem Parkplatz des Energieversorgers Enervie in Hagen. Als Teil der Primäregelleistung nimmt das E-Auto innerhalb von Sekunden überschüssige Energie aus dem Stromnetz auf oder speist sie ein, je nach Bedarf. Die schnelle Reaktionsfähigkeit wird von den Übertragungsnetzbetreibern entlohnt, weil damit das Stromnetz stabil gehalten wird. Stromausfälle bleiben eine Ausnahme. „Wir haben mit dem Fahrzeug eine Woche lang acht Kilowatt Leistung angeboten und damit 20 Euro verdient“, sagt Marcus Fendt, Geschäftsführer von The Mobility House (TMH) aus München. „Bei 50 Wochen wären es 1.000 Euro“, rechnet Fendt vor. Damit dürfte die benötigte Jahresstrommenge, die ein E-Auto verfährt, mehr als gedeckt sein. Insbesondere für Betreiber von Flotten ist die V2G-Technologie interessant. Mehr Autos bedeuten mehr Speicherleistung, und bei Firmenfahrzeugen sind Standzeiten am Wochenende oder zu Urlaubszeiten gut planbar. Die Bezahlung für Primärregelleistung wird in einem Versteigerungsverfahren wochenweise ermittelt. Ab 2019 erfolgt die Vergabe tageweise, was dem Besitzer mehr Flexibilität in der Fahrzeugnutzung bringt. Bis aus der Premiere in Hagen ein Alltagesgeschäft für jeden Fahrer eines Elektroautos wird, dürfte es noch etwas dauern. Die Preise für die Ladetechnik als auch regulatorische Hürden bilden noch Hindernisse. Der Nissan Leaf in Hagen ist nun im Regelbetrieb als Batteriespeicher. Sobald der CHAdeMO Stecker vorn im Fahrzeug steckt, stabilisiert der Wagen das deutsche Stromnetz.
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