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News


  • 6. Mai 2019

    Hamburg führt weiterhin das Ladesäulenregister an

    Hamburg führt mit 882 öffentlichen Ladepunkten weiterhin das Städteranking des BDEW-Ladesäulenregisters an.
    Platz 2 belegt Berlin mit 779 Ladepunkten. Der Abstand zu München schmilzt jedoch dahin: Die bayerische Landeshauptstadt zählt inzwischen 762 Ladepunkte. Mit deutlichem Abstand folgen Stuttgart (389 LP), Düsseldorf (211 LP) und Leipzig (168 LP). Im Vergleich der Bundesländer hat weiterhin Bayern (4.052 LP) die Nase vorn. Auf Platz 2 und 3 folgen Nordrhein-Westfalen (2.814 LP) und Baden-Württemberg (2.796 LP). Niedersachsen hat Hessen inzwischen knapp überholt (1.484 LP bzw. 1.470 LP). Im BDEW-Ladesäulenregister sind aktuell rund 17.400 öffentliche und teilöffentliche Ladepunkte für Deutschland erfasst. Ende 2018 waren es etwa 16.100 und Ende Juli 2018 rund 13.500.
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  • 6. Mai 2019

    Mitnetz Strom nimmt 25 MW-Batteriespeicher in Betrieb

    Der enviaM-Netzbetreiber Mitnetz Strom hat den Bau eines Batteriegroßspeichers neben dem Umspannwerk Bennewitz (Landkreis Leipzig) unterstützt.
    Jetzt wurde die Batteriespeicheranlage des Investors Upside Group aus Dülmen in Betrieb genommen. Im September 2018 wurde mit dem Bau des Batteriegroßspeichers neben dem Umspannwerk in Bennewitz begonnen. Der Netzbetreiber stellte alle technischen Maßnahmen für den Anschluss und den Betrieb der Anlage her. Dazu gehörten neben Tiefbauarbeiten und Kabellegung auch die Lieferung und Montage der Übergabestation. Insgesamt wurden 18 Container mit 10.500 Batterie-Zellen sowie neun Wechselrichter aufgestellt und an das Stromnetz angeschlossen. Die Anlage in Bennewitz hat eine Leistung von mehr als 16 Megawatt mit einer Gesamtkapazität von 25 Megawattstunden.
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  • 3. Mai 2019

    Trianel gibt Geschäftsbereich Smart Metering auf

    Die Stadtwerke-Kooperation Trianel wird bis Ende 2019 ihren Geschäftsbereich Smart Metering einstellen.
    „Die Entscheidung, unsere Smart Metering Aktivitäten auslaufen zu lassen, ist uns nicht leichtgefallen. Aber angesichts der schleppenden Marktentwicklung durch immer neue regulatorische Hemmnisse und unzureichender Skaleneffekte für unsere Kunden, haben wir diese rein unternehmerische Entscheidung in enger Abstimmung mit unseren Kunden getroffen“, stellt Sven Becker, Sprecher der Geschäftsführung der Trianel GmbH, fest. Seit 2012 hat Trianel das Thema Smart Metering aktiv vorangetrieben und gemeinsam mit Stadtwerken die Gateway-Administration und Mehrwertdienstleistungen wie z.B. Mieterstrom entwickelt. Doch das lang verschleppte Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende, die noch immer ausstehende Zertifizierung der Gateways und die damit einhergehende Verunsicherung des Marktes hat dazu geführt, dass die Branche in den letzten sieben Jahren deutlich hinter ihren Erwartungen in diesem Geschäftsbereich zurückgeblieben ist. Immer noch ist der Startschuss zum Roll-Out unsicher, es ist eher von einer schleppenden Markteinführung auszugehen. Eine ähnliche Entwicklung zeichnet sich im Bereich intelligenter Mieterstrom-Modelle ab. Im letzten Jahr wurden durch das Energiesammelgesetz weitere regulatorische Hemmnisse gesetzt, die es für Trianel nicht mehr wirtschaftlich machen, an diesem Geschäftsmodell festzuhalten. „Wir bedauern sehr, dass kein verlässlicher regulatorischer Rahmen für die wirtschaftliche Einführung der Smart Metering-Technologie geschaffen wurde“, so Becker. Trianel wird alle laufenden Projekte gemeinsam mit den Kunden abschließen und mit ihnen Lösungen für die Gateway-Administration erarbeiten.
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  • 3. Mai 2019

    Netzreserve sinkt um 1.474 Megawatt

    Der Bedarf an Erzeugungskapazitäten aus Netzreservekraftwerken liegt im Winter 2019/2020 bei 5.126 Megawatt.
    Verglichen mit dem für den vergangenen Winter festgestellten Bedarf in Höhe von 6.600 Megawatt reduziert sich der Netzreservebedarf um 1.474 Megawatt. Das teilt die Bundesnetzagentur mit. Ein wichtiger Grund liegt in Fortschritten bei der effizienteren Ausnutzung des vorhandenen Netzes, vor allem hinsichtlich des witterungsabhängigen Freileitungsmonitorings. Dabei wird die Leitungsauslastung der Außentemperatur angepasst. Zudem hat die Fertigstellung der Leitungen Hamburg/Nord-Dollern, Elbekreuzung, St. Peter-Norf, Wehrendorf-St. Hülfe sowie Fellerhöfe-St. Tönies wie erwartet dazu beigetragen, den Netzreservebedarf zu senken. Zusätzlich wird regelmäßig der Bedarf für einen weiter in der Zukunft liegenden Winter ermittelt. Für den diesmal betrachteten Winter 2022/2023 beträgt der Netzreservebedarf 10.647 Megawatt. Der deutliche Anstieg gegenüber dem Winter 2019/2020 hat folgende Gründe: • Nach der neuen europäischen Stromhandelsverordnung von 2019 muss der Umfang an Transportkapazitäten, der Stromhändlern für den grenzüberschreitenden Stromhandel zur Verfügung steht, in den nächsten Jahren schrittweise erhöht werden. Um diese zusätzlichen Kapazitäten bereitzustellen, werden die Übertragungsnetzbetreiber regelmäßig zusätzliche Redispatch-Maßnahmen durchführen müssen. Die erfolgreiche Umsetzung des geplanten Netzausbaus bleibt wesentliche Bedingung dafür, die erwarteten Steigerungen infolge der verpflichtenden Kapazitätssteigerungen an den Grenzen bis zum Jahr 2025 zu dämpfen und langfristig die Netzreserve abzulösen. • Ende 2022 gehen die letzten Kernkraftwerke außer Betrieb. Hierdurch wird sich das Gefälle der installierten Erzeugungskapazitäten zwischen Nord- und Süddeutschland vergrößern. Die dadurch bedingte Zunahme des Transportaufkommens zwischen dem erzeugungsreichen Norden und dem vergleichsweise erzeugungsarmen Süden Deutschlands erhöht den Redispatchbedarf. Der ermittelte Netzreservebedarf im Winter 2022/2023 ist zwar höher ist als die zu diesem Zeitpunkt voraussichtlich verfügbare Leistung der inländischen Netzreservekraftwerke. Von einem Interessenbekundungsverfahren zur Beschaffung von Netzreserveanlagen aus ausländischen Kraftwerken wird derzeit allerdings noch abgesehen. Dafür sprechen u.a. folgende Gründe: • Der Bedarf für Winter 2022/23 ist noch mit hohen Unsicherheiten behaftet. • Es ist noch offen, in welchem Umfang zur Deckung des Redispatchbedarfs tatsächlich auf vertragliche Netzreservekraftwerke zurückgegriffen werden muss oder ob ein regional koordinierter Redispatch mit den Übertragungsnetzbetreibern der Nachbarländer einfachere und ebenso zuverlässige Lösungen erbringt. Die Bundesnetzagentur wird sich dafür einsetzen, dass Netzüberlastungen, die durch den europäischen Stromhandel entstehen, auch mit gemeinsamen europäischen Lösungen begegnet wird. • Es ist heute noch nicht absehbar, in welchem Umfang im Winter 2022/2023 Leitungen vorübergehend abgeschaltet werden müssen, um den Netzausbau in diesen Trassen zu ermöglichen. • Die Bundesregierung erarbeitet derzeit ein Maßnahmenpaket (Aktionsplan Stromnetze), um den Redispatchbedarf weiter zu senken. Die Bundesnetzagentur hält daher an der Praxis fest, Netzreserve im Ausland erst zu kontrahieren, wenn die Bedarfsanalyse für den unmittelbar folgenden Winter einen entsprechenden Bedarf ergibt. Die Stadtwerke-Kooperation Trianel wird bis Ende 2019 ihren Geschäftsbereich Smart Metering einstellen. „Die Entscheidung, unsere Smart Metering Aktivitäten auslaufen zu lassen, ist uns nicht leichtgefallen. Aber angesichts der schleppenden Marktentwicklung durch immer neue regulatorische Hemmnisse und unzureichender Skaleneffekte für unsere Kunden, haben wir diese rein unternehmerische Entscheidung in enger Abstimmung mit unseren Kunden getroffen“, stellt Sven Becker, Sprecher der Geschäftsführung der Trianel GmbH, fest. Seit 2012 hat Trianel das Thema Smart Metering aktiv vorangetrieben und gemeinsam mit Stadtwerken die Gateway-Administration und Mehrwertdienstleistungen wie z.B. Mieterstrom entwickelt. Doch das lang verschleppte Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende, die noch immer ausstehende Zertifizierung der Gateways und die damit einhergehende Verunsicherung des Marktes hat dazu geführt, dass die Branche in den letzten sieben Jahren deutlich hinter ihren Erwartungen in diesem Geschäftsbereich zurückgeblieben ist. Immer noch ist der Startschuss zum Roll-Out unsicher, es ist eher von einer schleppenden Markteinführung auszugehen. Eine ähnliche Entwicklung zeichnet sich im Bereich intelligenter Mieterstrom-Modelle ab. Im letzten Jahr wurden durch das Energiesammelgesetz weitere regulatorische Hemmnisse gesetzt, die es für Trianel nicht mehr wirtschaftlich machen, an diesem Geschäftsmodell festzuhalten. „Wir bedauern sehr, dass kein verlässlicher regulatorischer Rahmen für die wirtschaftliche Einführung der Smart Metering-Technologie geschaffen wurde“, so Becker. Trianel wird alle laufenden Projekte gemeinsam mit den Kunden abschließen und mit ihnen Lösungen für die Gateway-Administration erarbeiten.
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  • 3. Mai 2019

    Andreas Schierenbeck wird neuer Chef bei Uniper

    Andreas Schierenbeck wird neuer Vorstandsvorsitzender und Sascha Bibert neuer Finanzvorstand von Uniper.
    Der studierte Elektrotechniker Schierenbeck hat in seiner fast 30-jährigen Karriere verschiedenste Führungsaufgaben im In- und Ausland wahrgenommen. Durch seine langjährigen Tätigkeiten bei Siemens und ThyssenKrupp sind ihm Strukturen von großen und international agierenden Unternehmen bestens vertraut. Aus seiner letzten Tätigkeit als Vorstandsvorsitzender von ThyssenKrupp Elevators bringt Schierenbeck Expertise in der Gestaltung von Industriekundenlösungen und Digitalisierung mit. Der Diplombetriebswirt und zertifizierte Finanzanalyst Sascha Bibert startete seinen beruflichen Werdegang als Senior Analyst bei Allianz Global Investors. Danach war er als Senior Vice President bei Munich Re für den Bereich Investor and Rating Agency Relations verantwortlich. Vor gut zehn Jahren wechselte Bibert zum E.ON-Konzern, wo er seitdem in verschiedenen Führungsfunktionen im Finanzbereich tätig war – die vergangenen fünf Jahre als CFO der türkischen Beteiligung Enerjisa, die nach einem Spin-off in 2018 erfolgreich an der Börse gelistet wurde. Andreas Schierenbeck und Sascha Bibert treten ihre neuen Ämter am 1.6.2019 an. Klaus Schäfer und Christopher Delbrück werden ihre Vorstandsmandate mit Ablauf des 31.5.2019 niederlegen und dem Unternehmen für eine Übergangszeit beratend zur Seite stehen.
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  • 29. April 2019

    In NRW wird jedes zweite neue Wohnhaus mit Erneuerbaren beheizt

    In Nordrhein-Westfalen soll jedes zweite (48,5 Prozent) der 18.371 im Jahr 2018 genehmigten Wohnhäuser (ohne Wohnheime) überwiegend oder ausschließlich mit erneuerbaren Energien beheizt werden.
    Diese 8.903 Wohngebäude verwenden Biomasse, Biogas/Biomethan, Holz, Solaranlagen und/oder Wärmepumpen als primäre Heizenergie. Wie Information und Technik Nordrhein-Westfalen als Statistisches Landesamt mitteilt, war im vergangenen Jahr landesweit der Anteil der Bauvorhaben mit umweltschonenden Heizenergien in Gelsenkirchen am höchsten: Dort setzten Bauherren bei ihren Neubauten zu 74 Prozent auf erneuerbare Energien. Auf den Plätzen zwei und drei folgten die Kreise Siegen-Wittgenstein (72,3 Prozent) und Olpe (72,2 Prozent). Bauherren in Münster und Düsseldorf planten dagegen im Jahr 2018 mehrheitlich mit konventionellen Heizenergien: Hier waren bei rund jedem fünften Wohnbauvorhaben (Münster: 17,8 Prozent; Düsseldorf: 22,2 Prozent) erneuerbare Energien die primäre Heizquelle.
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  • 29. April 2019

    Steag meldet Saarländische Kraftwerke erneut zur Stilllegung an

    Die Essener Steag hat seine beiden saarländischen Kraftwerke Weiher 3 (724 Megawatt) und Bexbach (780 Megawatt) bei der Bundesnetzagentur erneut zur vorläufigen Stilllegung angemeldet.
    Das Verfahren wurde formal eingeleitet, um gesetzliche Fristen einzuhalten und die Perspektiven für beide Standorte über das Jahr 2020 hinaus auszuloten. Ungeachtet des neuen Antrags bleiben beide Kraftwerke zunächst bis Ende April 2020 systemrelevant. Nach Einschätzung des Übertragungsnetzbetreibers Amprion sind sie unverzichtbar, um im Notfall das Stromnetz stabilisieren zu können. Von Dezember 2018 bis Februar 2019 wurden beide STEAG-Kraftwerke aus diesem Grund je dreimal angefordert. Die Bundesnetzagentur muss jetzt auf Antrag Amprions entscheiden, inwieweit Systemrelevanz über den 30. April 2020 hinaus besteht - oder ob die angemeldeten Kraftwerke ab Mai 2020 vorläufig vom Netz genommen werden. Bereits im Frühjahr 2017 hatte Amprion erstmals Systemrelevanz bis zum 30. April 2019 festgestellt. Aus diesem Grund muss STEAG beide Anlagen in ständiger Betriebsbereitschaft halten. Der aktuelle Beschluss gilt bis zum 30. April 2020.
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