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  • 12. September 2018

    Engpassmanagement an österreichischer Gebotszonengrenze ab Oktober

    Alle relevanten Entscheidungsgremien seitens der Übertragungsnetzbetreiber und der nominierten Strombörsen haben der Inbetriebnahme des Engpassmanagements an der Grenze zwischen Österreich und Deutschland zum 1.
    Oktober 2018 bestätigt. Die Aufteilung der Gebotszone wurde in den vergangenen Monaten in einem sorgfältigen und transparenten Verfahren durch zahlreiche Beteiligte auf europäischer Ebene umgesetzt und wird einen sicheren Netzbetrieb gewährleisten – speziell in der kommenden Winterperiode. Die Umsetzung eines Engpassmanagements an der deutsch-österreichischen Grenze erforderte die Genehmigung durch die zuständigen Regulierungsbehörden der Region Central Western Europe (CWE). Diese wurde Anfang September erteilt. Die Anpassung und Tests der Systeme und Betriebsverfahren für Langfrist-, Day Ahead-, Intraday- und Balancing Verfahren sowie die Planungs- und Nominierungsprozesse wurden erfolgreich durchgeführt. Bis zum 1. Oktober stehen zur Umsetzung der Gebotszonengrenze folgende Meilensteine an: • Langfristige Auktionen werden in der Form von FTRs ausgegeben für die deutschösterreichische Grenze werden am 10. September um 10:00 Uhr eröffnet und stellen die ersten Kapazitäten an dieser Grenze dem Markt zur Verfügung. Informationen der angebotenen Kapazitäten werden auf der Internetseite von JAO veröffentlicht. Aufgrund von Instandhaltungsmaßnahmen auf einer Leitung über die Grenze wird es einen Zeitraum mit reduzierten Kapazitäten (4,0 GW anstatt 4,9 GW) vom 4. Oktober 2018 bis 11.Oktober 2018 geben. Bitte berücksichtigen Sie, dass langfristige Kapazitäten in Form von FTRs vergebenen werden, welche keine Nominierung erfordern. • Für den Day Ahead-Markt ist der erste Handelstag, der die deutsch-österreichischen Grenze einbezieht, der 30. September 2018. Der erste Auslieferungstag ist der 1. Oktober 2018. • Die Kapazitäten für Intraday basieren auf den verbleibenden Kapazitäten des Day Ahead und werden am 30. September 2018 ab 22:00 Uhr für den Liefertag 1. Oktober 2018 vergeben. Die Einführung des Engpassmanagements an der deutsch-österreichischen Grenze basiert auf einen Beschluss der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) über Kapazitätsberechnungsregionen (CCR) vom November 2016, der die Einführung einer neuen Gebotszonengrenze zwischen Deutschland und Österreich beinhaltet. Darüber hinaus hat die Bundesnetzagentur die deutschen Übertragungsnetzbetreiber offiziell aufgefordert, mit den Vorbereitungen für die Einführung eines Kapazitätsmanagements zu beginnen. Im Mai 2017 vereinbarten die Bundesnetzagentur und die österreichische Regulierungsbehörde E-Control die konkreten Modalitäten für die Einführung des Engpassmanagements an der deutschösterreichischen Grenze. Weitere Informationen zum Projekt DE-AT BZB stehen auf der JAO-Website: http://www.jao.eu/
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  • 12. September 2018

    Stadtwerke Herten legen hertenfonds neu auf

    Bereits zum vierten Mal legen die Hertener Stadtwerke den hertenfonds auf.
    Die Zeichnungsfrist für den neuen hertenfonds „vario“ beginnt am 14. September und endet am 14. November 2018. Die Gelder fließen bei der hertenfonds-Neuauflage in innovative Dienstleistungsprojekte der Hertener Stadtwerke – wie beispielsweise den Ausbau der Breitband- und E-Mobilitäts-Infrastruktur. Die Eckdaten des neuen hertenfonds „vario“: Energiekunden der Hertener Stadtwerke können Anteile am hertenfonds – in Form einer Inhaberschuldverschreibung – zu Festbeträgen von mindestens 1.000 Euro pro Stück und einem Maximalbetrag von 10.000 Euro erwerben. Der Zinssatz orientiert sich am so genannten 12-Monats-Euribor (Euro InterBank Offered Rate). Der schwankende Euribor-Zinssatz wird durch die Hertener Stadtwerke um 2 % erhöht. Der Gesamt-Zinssatz beträgt mindestens 0,5 % und ist nach oben auf 5 % beschränkt. „Das bedeutet Sicherheit für unsere Kunden“, so Thorsten Rattmann, Geschäftsführer der Hertener Stadtwerke. „Selbst bei einem Verfall des Euribor unterhalb der -1,5 %-Marke erhalten Anleger Zinsen auf ihre eingezahlten Gelder“. Als Referenzsatz wird die erste Notierung des 12-Monats-Euribor eines jeden Jahres festgesetzt. Das Gesamtvolumen des hertenfonds „vario“ beläuft sich auf 3 Mio. Euro. Der hertenfonds hat eine Laufzeit von zehn Jahren. Grundvoraussetzung für eine Zeichnung ist der Bezug aller möglichen Energiemedien, die die Hertener Stadtwerke am Wohnsitz versorgen können (Strom, Gas oder Fernwärme). Kunden der Hertener Stadtwerke innerhalb und außerhalb von Herten können teilnehmen. Nur Interessenten, die zum 1. Januar 2019 keinen noch laufenden hertenfonds besitzen, sind zeichnungsberechtigt.
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  • 12. September 2018

    Dirk Weimann wird Geschäftsführer bei erdgas schwaben

    Markus Last, Sprecher der Geschäftsführung erdgas schwaben, wird ab April 2019 den schwäbischen Energiedienstleister erdgas schwaben gemeinsam mit Dirk Weimann leiten.
    Weimann löst Interimsgeschäftsführer Nihat Anac ab, der zu den Stadtwerken Augsburg zurückkehrt. Gesellschafter von erdgas schwaben gmbh sind die Thüga Aktiengesellschaft in München und die Stadtwerke Augsburg Energie GmbH. Dirk Weimann studierte Betriebswirtschaft an der Fachhochschule für Wirtschaft und Technik in Zittau/Görlitz und startete 2001 seine berufliche Laufbahn bei der Unternehmensberatung Accenture GmbH in Kronberg. Im Jahr 2005 verantwortete er als Vorstandsassistent die Unternehmensentwicklung der Energie Saarlorlux AG, Saarbrücken, bevor er 2007 zur Stadtwerke Görlitz AG kam. Seit 2012 ist er dort als Bereichsleiter kaufmännischer Service verantwortlich für die Abteilungen Controlling, Rechnungswesen, Einkauf/Infrastruktur, Logistik und IT, seit 2013 Prokurist und seit 2015 außerdem Geschäftsführer der Gasversorgung Görlitz GmbH.
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  • 12. September 2018

    Aufsichtsrat der Deutschen Energie-Agentur neu besetzt

    Der Bund und die KfW haben sechs Mitglieder neu für den Aufsichtsrat der Deutschen Energie-Agentur (dena) benannt:
    Thomas Bareiß, Parlamentarischer Staatssekretär beim Bundesminister für Wirtschaft und Energie, Jochen Flasbarth, Staatssekretär im Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit, Dr. Astrid Freudenstein, Abteilungsleiterin im Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur, Michael Stübgen, Parlamentarischer Staatssekretär bei der Bundesministerin für Ernährung und Landwirtschaft, Dr. Katrin Leonhardt, Direktorin der KfW, Bereichsleiterin Mittelstandsbank, und Dr. Velibor Marjanovic, Direktor der KfW, Bereichsleiter Konzernentwicklung und Volkswirtschaft. Die Amtszeit beginnt mit dem 1. September 2018 und dauert vier Jahre. Aufsichtsratsvorsitzender wird Thomas Bareiß.
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  • 7. September 2018

    Studie: E-Mobilität kann Verteilnetze vor Probleme stellen

    In der Sonderanalyse ist die Unternehmensberatung McKinsey & Company der Frage nachgegangen, wie gut das deutsche bestehende Energiesystem auf den zu erwartenden Boom der Elektromobilität vorbereitet ist.
    Die Antwort: Während die gesamte Stromnachfrage durch die Elektromobilität nicht fundamental steigt, kann die wachsende Zahl an Elektrofahrzeugen auf lokaler Ebene schnell zu großen Herausforderungen in einzelnen Verteilnetzen führen. Die Jahresspitzenlast in Deutschland steigt der McKinsey-Analyse zufolge durch den zusätzlichen Strom, den Elektromobile verbrauchen, bis 2030 selbst bei starkem Ausbau nur um wenige Prozentpunkte. Anders sieht es in den lokalen Verteilnetzen aus. Dort kann eine steigende Anzahl an Elektroautos zu massiven Engpässen führen. „Die unkoordinierte Lastwirkung von E-Autos wird sich erwartungsgemäß auf jene Abendstunden konzentrieren, in denen die lokale Verteilnetzzelle mit ihren beispielhaft angenommenen 150 angeschlossenen Haushalten heute ohnehin schon ihre Spitzenlast hat“, stellt Hauke Engel, Associate Partner bei McKinsey, fest. Schon ein Anteil von 25% E-Fahrzeugen mit typischem Strommix und Ladeleistungen zwischen 1,7 kW und 11 kW könnten zu einem Anstieg der Spitzenlast in der lokalen Verteilnetzzelle um 30% führen. Die typische Ladezeit betrage hierbei etwa fünf Stunden, abhängig vom Nutzerverhalten. Die Verwendung von Schnellladestationen (die allerdings in Privathaushalten nicht zu erwarten sind) würde diese lokale Spitzenlast weiter erhöhen, wenngleich sich durch die kürzeren Ladezeiten neue Optimierungs- und Koordinationsmöglichkeiten ergeben, weil eine volle Batterieladung nicht mehr die gesamte Nacht dauert. Hauke Engel: „In jedem Fall bleibt unter dem Strich eine nicht unerhebliche Mehrlast, die auch Photovoltaik-Anlagen in den sonnenärmeren Spitzenlaststunden am späten Nachmittag und frühen Abend nicht abfedern können.“ Viele Verteilnetzzellen seien auf diese Zusatzbelastung heute nicht vorbereitet und ein entsprechender Ausbau wäre aufwendig und teuer. Analysen ergeben einen höheren zweistelligen Milliardenbetrag in den kommenden fünf bis zehn Jahren. Eine Überlastung der Verteilnetze kann Engel zufolge durch Änderung des Ladeverhaltens (z.B. koordiniertes, sequenzielles Laden über die gesamte Nacht) reduziert oder sogar ganz vermieden werden. Zu erwarten sei dadurch eine Minderung der zusätzlichen Spitzenlast um den Faktor 5 bis 7. Noch fehlten für eine solche Koordination geeignete Markt- und Anreizmechanismen. Auch die Umstellung der Stromabrechnung in Haushalten von Arbeitspreisen (kWh) auf Leistungspreise (kW) sei bislang noch nicht weit fortgeschritten. Entsprechende Anpassungen könnten langfristig helfen, die Ladevorgänge von Elektroautos nicht nur zu bewältigen, sondern sie sogar positiv für das erneuerbare Stromsystem nutzbar machen und so dazu beitragen, auf stationäre Speicher an anderer Stelle zu verzichten. Der Stromverbrauch verändert sich der Analyse zufolge durch die Zunahme an Elektrofahrzeugen – anders als vielleicht erwartet – nur geringfügig. In nahezu allen Verbreitungsszenarien bleibt die zusätzliche Stromnachfrage im kommenden Jahrzehnt vernachlässigbar. Hauke Engel erläutert die Rechnung dazu: Eine Million Elektroautos haben einen Bedarf von 2 bis 3 TWh pro Jahr. Dies entspricht knapp 0,5% des gesamten deutschen Strombedarfs. Selbst ein Anteil von 40% E-Autos am deutschen Gesamtfuhrpark, der erst in Jahrzehnten erwartet wird, wird die Stromnachfrage nur um ca. 40 TWh oder weniger als 10% erhöhen. „In der Diskussion um die boomende Elektromobilität wird sich zu sehr auf das Thema Übertragung konzentriert, während der Aspekt Verteilung aber immer mehr an Bedeutung gewinnt“, stellt McKinsey-Seniorpartner Vahlenkamp fest. Sein Fazit: „Die Auswirkung der Elektromobilität auf das deutsche Energiesystem sind im Großen klein, aber im Kleinen groß. Hier gibt es dringenden Handlungsbedarf.“
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  • 7. September 2018

    Stadtwerke Voerde gehen an den Start

    Die neu gegründeten Stadtwerke Voerde beginnen mit dem Vertrieb von Strom, Gas und Wasser.
    Gründer des Unternehmens sind die Wasserversorgung Voerde und Gelsenwasser, berichtet die NRZ. Die beiden Gesellschafter hatten im zweiten Halbjahr 2017 die Umfirmierung in Stadtwerke Voerde GmbH und die Aufnahme des Energievertriebs im Stadtgebiet beschlossen. Nun liegen alle erforderlichen Genehmigungen vor, weshalb der Energievertrieb über die Stadtwerke Voerde Ende September beginnen kann.
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  • 7. September 2018

    Sieben Kommunen gründen Rhein-Ahr-Energie-Netzgesellschaft

    Das Stromnetz in insgesamt sieben Kommunen im Landkreis Ahrweiler kommt wieder überwiegend in kommunale Hände.
    Die Gremien der betroffenen Kommunen haben zwischenzeitlich ihre Zustimmung erteilt, sodass zum 18. Juni die Rhein-Ahr-Energie-Netzgesellschaft gegründet wurde. Dies teilten die Energieversorgung Mittelrhein (evm) und die innogy SE in einer gemeinsamen Erklärung mit. Konkret geht es um die Städte Bad Breisig, Remagen und Sinzig sowie die Gemeinden Grafschaft, Gönnersdorf, Burgbrohl und Brohl-Lützing. Diese Kommunen hatten die Stromkonzessionen jeweils an die evm vergeben. Zuvor war innogy die Konzessionsnehmerin und damit Eigentümerin der Stromnetze in diesen Orten. Die evm hatte daraufhin die Rhein-Ahr-Energie gegründet, mit dem Ziel, auch den Kommunen unmittelbar eine Beteiligung zu ermöglichen. Nach längeren Verhandlungen zwischen der evm und innogy gibt es nunmehr eine Einigung, wie der Eigentumsübergang der Stromnetze einvernehmlich geregelt werden kann. Innogy hat bereits eine eigenständige Netzgesellschaft für die sieben Kommunen gegründet. Die evm-Tochter Rhein-Ahr-Energie beabsichtigt im nächsten Zug, 74,9 Prozent der Firmenanteile zu erwerben. Die evm bietet den Kommunen an, sich unmittelbar an der Rhein-Ahr-Energie zu beteiligen. Nach Abschluss der Transaktion sind die Kommunen, die evm und innogy als Partner in der Netzgesellschaft aktiv und entscheiden gemeinsam über die weitere Entwicklung der Stromnetze in den sieben Kommunen. Ende 2025 hat die Rhein-Ahr-Energie die Option, sämtliche Anteile an der Netzgesellschaft zu erwerben. Bis Ende 2025 wird der Netzbetrieb von Westnetz durchgeführt. Ab dem 1. Januar 2026 kann er auf die Energienetze Mittelrhein (enm) übergehen. Die enm ist die Netzgesellschaft in der evm-Gruppe und sorgt für den zuverlässigen Betrieb des Stromnetzes in 225 Kommunen und des Erdgasnetzes in 256 Kommunen im nördlichen Rheinland-Pfalz.
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