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  • 4. Mai 2018

    LNG Terminal ab 2022 in Brunsbüttel geplant

    Die German LNG Terminal GmbH hat ihre "Open Season" für das geplante LNG-Importterminal in Brunsbüttel in Schleswig-Holstein erfolgreich abgeschlossen.
    Eine beträchtliche Anzahl von Firmen haben entsprechende Absichtserklärungen unterzeichnet. Diese Firmen stellen die gesamte Bandbreite möglicher und sich ergänzender Dienstleistungen des zukünftigen Terminals dar: Sie reichen von der Regasifizierung und Einspeisung ins deutsche Gasnetz bis zum Umschlag und zur Distribution von LNG. Läuft es weiter nach Plan, ist für Ende 2019 bei Vorliegen einer Genehmigung die endgültige Investitionsentscheidung für den Standort Brunsbüttel vorgesehen. Der Bau kann dann starten, so dass das Terminal voraussichtlich 2022 in Betrieb gehen kann. Das Terminal wird nicht nur die energieintensive Industrie in Brunsbüttel mit Energie versorgen können, einem der Gründe für die Standortentscheidung, sondern auch die Kapazitäten haben, die Gasversorgung in Deutschland mit sicherzustellen und zu diversifizieren. Das Terminal wird dazu in der Lage sein, ca. 10% des deutschen Gasbedarfs zu decken. Die German LNG Terminal GmbH ist ein Joint Venture der niederländischen Unternehmen Gasunie LNG Holding B.V., Vopak LNG Holding B.V. sowie der Oiltanking GmbH, einem Tochterunternehmen der Marquard & Bahls AG aus Hamburg.
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  • 4. Mai 2018

    Solarstrom-Nachfrage zieht kräftig an

    Zum Jahresauftakt 2018 legte die Nachfrage nach neuen Solarstromanlagen in Deutschland kräftig zu.
    Von Januar bis März 2018 hat die Bundesnetzagentur neue Photovoltaik-Systeme mit einer Gesamtleistung von rund 580 Megawatt registriert. Damit ist der deutsche Photovoltaik-Markt im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um rund 65 Prozent gewachsen. Als Ursachen für die Marktbelebung gelten neben gesunkenen Photovoltaik-Preisen zurückgewonnenes Vertrauen bei Handwerk und Projektierern in stabile politische Rahmenbedingungen, ergab eine aktuelle Erhebung des Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW). Sollte sich der Positivtrend auf dem Photovoltaik-Markt fortsetzen, könnte 2018 nach BSW-Einschätzung das Zubauziel der Bundesregierung von 2,5 Gigawatt erreicht werden.
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  • 2. Mai 2018

    Solarstrom-Rekord nach den ersten vier Monaten

    Solaranlagen in Deutschland haben nach Berechnungen des Energie- und Solaranbieters E.ON in den ersten vier Monaten erstmals mehr als 10 Milliarden Kilowattstunden Sonnenenergie produziert – so viel wie noch nie.
    „Das ist gegenüber dem Vorjahr ein Plus von mehr als sieben Prozent und gegenüber 2016 sogar eine Steigerung von knapp 25 Prozent“, erklärt Victoria Ossadnik, Vorsitzende der Geschäftsführung der E.ON Energie Deutschland. Die erzeugte Strommenge kann den durchschnittlichen Jahresverbrauch von mehr als 4 Millionen Haushalten abdecken.
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  • 30. April 2018

    Bedarf an Netzreserve sinkt um 36%

    Die Bundesnetzagentur hat die erforderliche Netzreserve für das kommende Winterhalbjahr 2018/2019 und das Jahr 2020/2021 bestätigt.
    Der Bedarf an Erzeugungskapazitäten aus Netzreservekraftwerken liegt sowohl im Winter 2018/2019 als auch im Winter 2020/2021 bei jeweils 6.600 Megawatt. Verglichen mit dem im vergangenen Winterhalbjahr festgestellten Bedarf in Höhe von 10.400 Megawatt reduziert sich der Netzreservebedarf um 3.800 Megawatt. Grund hierfür ist insbesondere das am 1. Oktober 2018 startende Engpassmanagementverfahren zwischen dem deutschen und dem österreichischen Marktgebiet. Das Engpassmanagement bewirkt, dass die Exporte von Deutschland nach Österreich auf den technisch möglichen Umfang reduziert werden. Exportspitzen nach Österreich sind derzeit noch ein Treiber für Netzengpässe. Darüber hinaus hat sich die Durchführung von Freileitungsmonitoring durch die Netzbetreiber bedarfsreduzierend ausgewirkt. Von einer Trendwende bei der vorzuhaltenden Leistung aus Netzreservekraftwerken kann jedoch nicht gesprochen werden. So könnte sich der Netzreservebedarf je nach Entwicklung der Kraftwerksstillegungen sowie durch die Forderungen des „Clean Energy Package“ der Europäischen Kommission nach deutlich mehr Kapazitäten für den grenzüberschreitenden Handel wieder erhöhen. Zur dauerhaften Senkung des Netzreservebedarfs ist es notwendig, dass der geplante Netzausbau erfolgreich umgesetzt wird und Redispatch auch grenzüberschreitend mit der notwendigen Sicherheit genutzt werden kann.
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  • 30. April 2018

    Fernleitungsnetzbetreiber loben liquide Märkte

    In ihrem Winterrückblick analysieren die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber die Auswirkungen der vergangenen Wintermonate.
    Diese starteten eher mild, der weitere Verlauf war dann durch zwei längere Kältewellen ab Februar geprägt. „Trotz niedriger Temperaturen und leerer Speicher im März ist es uns im Winter 2017/2018 gelungen, den deutschen Spitzenplatz beim Thema Erdgas-Versorgungssicherheit in Europa erfolgreich zu verteidigen“, fasst Ralph Bahke, der Vorsitzende der Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB Gas), die besonderen Herausforderungen der letzten Monate zusammen. Während der Frostperiode herrschte auf der Importseite eine stabile Situation, konstant wurden Erdgasmengen insbesondere aus Osten und Südosten in den deutschen Markt transportiert. „Importrouten und Bezugsquellen für Erdgas sind heute breit diversifiziert, dafür haben wir durch unsere Investitionen in die Infrastruktur während der letzten Jahre gesorgt“, so Bahke. „Die Analysen im Winterrückblick zeigen, dass Deutschland als Erdgas-Drehscheibe für Europa auch unter den angespannten Bedingungen der letzten Winterwochen eine zentrale Bedeutung für die Versorgungssicherheit spielt“, führt Inga Posch, FNB Gas-Geschäftsführerin, weiter aus. Trotz hoher Verbräuche in Deutschland konnten die Händler so stets auch auf liquide Märkte in den Nachbarländern zugreifen. Als kritischen Punkt hatten die Fernleitungsnetzbetreiber vor sechs Monaten die rückläufige Erdgasproduktion in den Niederlanden gesehen. Die eher langfristig ausgerichtete Diskussion in den Niederlanden hatte aber in diesem Winter keine Auswirkung auf die Importkapazitäten. In enger Zusammenarbeit mit den Marktgebietsverantwortlichen GASPOOL und NetConnect Germany wollen die Fernleitungsnetzbetreiber das Zusammenspiel von Netz und Markt weiter verbessern. „Mit der Anbindung unserer Regelenergieprodukte an die Speicher wollen wir in Zukunft die notwendigen Instrumente für den Gasmarkt weiterentwickeln, um die Versorgung abzusichern. Darüber hinaus erachten wir für sinnvoll, eine Anhebung der Obergrenze des Konvertierungsentgelts für den kommenden Winter in Erwägung zu ziehen, um den Rahmen für eine sichere L-Gas-Versorgung zu schaffen“, führt Posch weiter aus. Der Winterrückblick 2017/2018 steht auf der Website der Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber unter www.fnb-gas.de zum Download zur Verfügung. Parallel zum FNB Gas Winterrückblick hat heute auch der Marktgebietsverantwortliche NetConnect Germany eine Analyse der Beschaffung seiner externen Regelenergie auf seiner Website veröffentlicht (www.net-connect-germany.de).
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  • 28. April 2018

    Elia stockt Anteil an 50Hertz auf 80% auf

    Elia System Operator SA/NV (Elia) hat den Abschluss des zusätzlichen 20-Prozent-Anteilserwerbs an der 50Hertz-Muttergesellschaft Eurogrid International SCRL bekannt gegeben.
    Nachdem Elia am 23. März 2018 von seinem bestehenden Vorkaufsrecht gegenüber dem Minderheitsgesellschafter IFM Investors Gebrauch gemacht hatte, ist die Transaktion nun abgeschlossen worden. Damit hält Elia 80 statt bisher 60 Prozent der Anteile an der 50Hertz-Muttergesellschaft. 20 Prozent verbleiben beim australischen Infrastrukturfonds IFM Investors, der bislang 40 Prozent der Anteile hielt.
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  • 27. April 2018

    BNetzA bezuschlagt je drei Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee

    Die Bundesnetzagentur hat die Zuschläge in der zweiten Ausschreibung für Offshore-Windparks verkündet.
    Mit 4,66 Cent/kWh liegt der mittlere gewichtete Zuschlagswert über dem entsprechenden Wert der ersten Ausschreibung 2017 von 0,44 Cent/kWh. Dabei ist zu berücksichtigen, dass im Vergleich zur ersten Ausschreibung weniger Gebote abgegeben wurden, da nur bestehende Projekte teilnehmen konnten, die in der ersten Ausschreibung keinen Zuschlag erhalten hatten. Zudem waren, anders als in der ersten Ausschreibung, Gebote von Offshore-Windparks in der Ostsee bevorzugt zu bezuschlagen. Nach dieser sogenannten „Ostseequote“ waren von dem insgesamt zur Verfügung stehenden Ausschreibungsvolumen mindestens 500 Megawatt Offshore-Windparks in der Ostsee zuzuschlagen. Unter Berücksichtigung des verfügbaren Ausschreibungsvolumens von 1.610 Megawatt und der noch freien Kapazität der Anbindungsleitungen konnten sechs Gebote bezuschlagt werden. Der niedrigste Gebotswert beträgt 0,00 ct/kWh. Der höchste Gebotswert, der noch einen Zuschlag erhalten hat, liegt bei 9,83 ct/kWh. Der durchschnittliche Zuschlagswert beträgt 4,66 ct/kWh. Von den bezuschlagten Projekten liegen jeweils drei in der Nord- bzw. Ostsee. Eine Losentscheidung zwischen Geboten mit dem selben Gebotswert war nicht erforderlich. Mit der jetzt abgeschlossenen zweiten Ausschreibung endet die sogenannte Übergangsphase, in der insgesamt 3.100 Megawatt unter bestehenden Projekten ausgeschrieben worden waren. Für Offshore-Windparkprojekte, die ab 2026 in Betrieb gehen, erfolgt die Ausschreibung ab 2021 im sogenannten "zentralen Modell". Weitere Informationen zum Ergebnis der zweiten Ausschreibung für Windenergieanlagen auf See sind unter www.bundesnetzagentur.de/BK6-18-001 veröffentlicht.
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