Kontakt FAQ

News


  • 7. Februar 2018

    Uniper-Aktionäre lehnen Fortum-Übernahmeangebot ab

    Das finnische Energieunternehmen Fortum hat bekannt gegeben, dass nach Ablauf der weiteren Annahmefrist des Übernahmeangebots an die Uniper-Aktionäre neben dem Aktienpaket von E.ON lediglich weitere 0,47 Prozent der Aktien angedient wurden.
    Insgesamt beläuft sich die Annahmequote demnach auf 47,12 Prozent. Bei Vollzug des Übernahmeangebots würden damit insgesamt 172.439.375 Aktien den Besitzer wechseln. Dazu erklärt der Uniper-Vorstandsvorsitzende Klaus Schäfer: "Wir sehen uns gestärkt durch das Vertrauen der Aktionäre, die in einer überwiegenden Zahl unserem Votum gefolgt sind und das Übernahmeangebot nicht angenommen haben. Das zeigt uns, dass der Kapitalmarkt weiterhin an unsere Strategie und unsere dauerhafte Wettbewerbsfähigkeit als unabhängiges Unternehmen glaubt."
    mehr lesen
  • 7. Februar 2018

    EWE und EPEX Spot wollen Marktplattform für Flexibilität einführen

    Der Energiekonzern EWE AG und die europäische Strombörse EPEX SPOT haben im Rahmen des enera Projekts einen Kooperationsvertrag unterzeichnet.
    Darin vereinbaren beide Unternehmen, die lokale Dimension des europäischen Strommarktes aufzuzeigen, indem sie gemeinsam mit den Netzbetreibern Avacon Netz, EWE NETZ und TenneT eine Marktplattform zum Handel regionaler Flexibilität einführen. Mit dieser Marktplattform wollen die Projektpartner das weit verbreitete Problem der Netzengpässe effizient angehen. Die Marktplattform wird Netzbetreibern und Flexibilitätsanbietern des Projektkonsortiums zur Verfügung stehen. Auf die Umsetzung im Jahr 2018 folgt eine zweijährige Demonstrationsphase 2019/2020 als Proof of Concept. Ziel der Kooperation ist es, skalierbare Lösungen in einer Modellregion zu entwickeln, in diesem Fall im windreichen Nordwesten Deutschlands, die dann in wesentlich größerem Umfang realisiert werden können. EPEX SPOT und EWE entwickeln gemeinsam mit den enera Projektpartnern einen klaren und transparenten Marktmechanismus für Flexibilitätsanbieter, die sich am marktbasierten Engpassmanagement beteiligen wollen. Durch die Einführung lokaler Orderbücher werden Flexibilitätsangebote effizient aggregiert, die von Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern zur Vermeidung von Engpässen genutzt werden können. Der teilnehmende Übertragungsnetzbetreiber TenneT verspricht sich von dem Projekt Antworten darauf, ob neue marktbasierte Ansätze des Engpassmanagements für das aktuelle Marktdesign nutzbar sind und ob die entworfene Lösung als Koordinierungsmechanismus zwischen ÜNBs und VNBs fungieren kann. Als Spezialist für den Betrieb von Energiemärkten wird EPEX SPOT eine Lösung anbieten, um die wachsenden Herausforderungen des Stromnetzes zu bewältigen. enera ist Teil des Förderprogramms „Schaufenster Intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende“ (SINTEG) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie. Ziel ist es, skalierbare Musterlösungen für eine sichere, wirtschaftliche und umweltverträgliche Energieversorgung bei hohen Anteilen fluktuierender Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie zu entwickeln und zu demonstrieren.
    mehr lesen
  • 6. Februar 2018

    innogy wird Ladestrom-Partner der Deutschen Post DHL Group

    innogy wird neuer eMobility-Partner von DHL innogy wird neuer Partner der Deutschen Post DHL Group für Ladeinfrastruktur an Logistikstandorten.
    Die beiden Unternehmen schlossen einen Vertrag über die Zusammenarbeit in Deutschland und neun weiteren europäischen Ländern bis Ende 2019. Die StreetScooter der Post können an einer eigens für sie entwickelten Lösung von innogy laden. Sie ist speziell auf die Bedürfnisse der Logistik und den Flottenbetrieb zugeschnitten. Die StreetScooter laden über Nacht – je nach Modell mit 3,7 oder 11 kW – und sind am nächsten Morgen wieder voll einsatzbereit. Freigeschaltet werden sie über einen RFID-Schlüsselanhänger, den jeder Fahrer am Schlüsselbund seines Wagens trägt. Damit die Elektroautos besonders schnell und einfach Strom in den Tank bekommen, ist das Ladekabel an der Ladeinfrastruktur dauerhaft befestigt. Über eine spezielle Konstruktion lassen sich bis zu vier Ladepunkte platzsparend auf einem Fundament befestigen.
    mehr lesen
  • 2. Februar 2018

    Wemag-Batteriespeicher rechnet sich

    Das Batteriespeicherkraftwerk der WEMAG überzeugt am Markt.
    Für die Refinanzierung wird seine vom Übertragungsnetzbetreiber präqualifizierte Leistung in Höhe von 10 Megawatt (MW) am Primärregelleistungsmarkt angeboten. „Von den 37 Vermarktungen im vergangenen Geschäftsjahr bekam das Batteriespeicherkraftwerk Schwerin 36 Mal den Zuschlag“, resümierte WEMAG-Vorstandsmitglied Thomas Murche. Seit der Inbetriebnahme des Batteriespeicherkraftwerks Schwerin 1 und 2 konnte die Anlage bis Ende 2017 insgesamt 148 Mal vermarktet werden und hat davon 144 Zuschläge erhalten. In wöchentlichen Auktionen werden die Preise für die Bereitstellung der notwendigen Regelleistung von aktuell 603 MW für Deutschland und 1.411 MW für die internationale Primärregelleistungskooperation von Deutschland, Belgien, Niederlande, Frankreich, Schweiz und Österreich ermittelt. Diese wird wochenweise je Megawatt Regelleistung vergütet und finanziert so den Betrieb des Speichers. Da die Energieerzeugung dezentraler wird, muss auch die Speicherung dezentraler werden. Die WEMAG entwickelt daher einen kleinen Batteriespeicher in einer Betonraumzelle, ähnlich einer Schaltstation. „Je nach Anwendungszweck planen wir pro Station eine Kapazität mit 0,5 bis 1,0 Megawattstunden“, kündigte Thomas Murche an. Die Idee sei, je nach Netzsituation Systemdienstleistungen für Übertragungs- oder Verteilnetzbetreiber anzubieten. Der Prototyp solle im 1. Quartal 2018 auf dem Gelände der Erdwärme Neustadt-Glewe GmbH errichtet werden.
    mehr lesen
  • 2. Februar 2018

    E.ON bestellt 16.000 Smart Meter Gateways bei PPC

    E.ON hat 16.000 Smart Meter Gateways beim Hersteller PPC bestellt und damit eine wichtige Grundlage für den gesetzlichen Einbau von intelligenten Messsystemen gelegt, der in diesem Jahr startet.
    Diese neue Technologie soll voraussichtlich ab Mitte 2018 im gesamten E.ON-Netzgebiet verbaut werden. Der Gesetzgeber sieht den Einbau von intelligenten Messsystemen bei Privat- und Geschäftskunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als 6.000 Kilowattstunden vor. Ebenso kommt bei Anlagenbetreibern, die nach dem Erneuerbare Energien-Gesetz (EEG) gefördert werden und eine installierte Leistung von über sieben Kilowatt haben, ein Smart Meter in den Zählerschrank.
    mehr lesen
  • 1. Februar 2018

    Taskforce Netzentgelte präsentiert Vorschläge

    Die Deutsche Energie-Agentur (dena) hat gemeinsam mit Netzbetreibern, Industrieunternehmen und Verbänden Vorschläge zur Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik erarbeitet.
    Ein Vorschlag der Taskforce Netzentgelte ist, dass netzdienliches Verbrauchsverhalten grundsätzlich nicht zu höheren Netzentgelten führen sollte. Dieser Fall kann zum Beispiel eintreten, wenn ein Netznutzer Regelleistung zur Verfügung stellt, also seinen Verbrauch je nach Lage im Netz kurzfristig steigert oder verringert. Wenn es dabei durch eine besonders hohe Stromaufnahme zu einer abrechnungsrelevanten Lastspitze kommt, wird nach den aktuellen Regelungen ein erhöhtes Netzentgelt fällig. Das Risiko, dass diese Zusatzkosten die Erträge für die erbrachte Regelleistung übersteigen, wollen viele Netznutzer nicht eingehen. Ihre Flexibilitätspotenziale werden aus diesem Grund nicht genutzt. Fast die Hälfte der Vorschläge bezieht sich auf die Regelungen zu besonderen Formen der Netznutzung nach Stromnetzentgeltverordnung § 19 Abs. 2. Nach Auffassung der Stakeholder sollten zum Beispiel die Regelungen zur sogenannten "atypischen Netznutzung" so angepasst werden, dass die Netzbetreiber die Möglichkeit haben, Hochlastzeitfenster zurückzunehmen. Hochlastzeitfenster sind Zeiträume, in denen üblicherweise die höchste Last im Netzgebiet auftritt. Die Netzbetreiber können diese Zeitfenster aktuell nur einmal im Jahr festlegen. Netznutzer, die sicherstellen, dass sie während der Hochlastzeitfenster nicht zur Höchstlast beitragen, zahlen dafür nach der aktuellen Regelung ein individuelles, reduziertes Netzentgelt. Aber nicht immer tritt während der prognostizierten Hochlastzeitfenster auch tatsächlich eine Hochlastsituation ein. Eine Rücknahme des Hochlastzeitfensters kann deshalb bewirken, dass die atypischen Netznutzer ihre Last nicht reduzieren müssen und ihren wertschöpfenden Produktionsprozess fortsetzen können. Für die Netzplanung der Netzbetreiber ist es darüber hinaus relevant, dass die atypischen Netznutzer die Hochlastzeitfenster verbindlich einhalten. Dieser Aspekt ist deshalb Gegenstand eines weiteren Vorschlags. In der Frage, wie ein sehr großes, temporäres Angebot an erneuerbarer Energie besser genutzt werden kann, sieht die Taskforce Netzentgelte ebenfalls Handlungsbedarf. In solchen Situationen, zum Beispiel während eines Sturmtiefs, müssen Netzbetreiber derzeit oft Erneuerbare-Energien-Anlagen in ihrem Netzgebiet abregeln, um die Netzstabilität gewährleisten zu können. Um diese Abregelungen zu vermeiden und einen Anreiz für einen höheren Verbrauch in diesen Situationen zu setzen, sollen betroffene Netzbetreiber lokal sogenannte "Erneuerbare-Energien-Zeitfenster" ausgeben können. Während dieser Zeitfenster könnten Netznutzer im jeweiligen Netzgebiet mehr Energie verbrauchen, ohne dass dies für sie zu höheren Netzentgelten führt. Das Ergebnispapier der Taskforce Netzentgelte "Impulse zur Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik. Industrielles Verbrauchsverhalten im Rahmen der Energiewende netzdienlich gestalten" steht zum kostenlosen Download zur Verfügung unter www.dena.de/netzentgelte. Teilnehmer der Taskforce Netzentgelte waren folgende Unternehmen und Verbände: Amprion GmbH, BASF SE, Bayernwerk AG, Bundesverband Glasindustrie e. V., Currenta GmbH & Co. OHG, Evonik Industries AG, Georgsmarienhütte Holding GmbH, Hydro Aluminium Rolled Products GmbH, Max Aicher GmbH & Co. KG, Salzgitter AG, Stromnetz Hamburg GmbH, TenneT TSO GmbH, Thüga AG, TRIMET Aluminium SE , UPM GmbH, Verallia Deutschland AG, Verband der Chemischen Industrie e. V. (VCI), VIK Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e. V., WirtschaftsVereinigung Metalle e. V.
    mehr lesen
  • 31. Januar 2018

    15 % mehr Solarstromanlagen errichtet

    Nach Jahren des Marktrückgangs zog die Nachfrage nach Solarstromanlagen in Deutschland 2017 erstmals wieder spürbar an.
    Das teilt der Bundesverband Solarwirtschaft e.V. auf Basis von Zahlen der Bundesnetzagentur mit. Demnach wurden bis zum Jahresende 2017 rund 67.200 neue Solarstromanlagen mit einer Leistung von insgesamt 1,75 Gigawatt (GW) bei der Bundesbehörde gemeldet – das sind rund 15 Prozent mehr als im Vorjahr (2016: 52.000 Anlagen / 1,53 GW). Die Belebung der Nachfrage geht nach Einschätzung des Bundesverbandes Solarwirtschaft insbesondere auf stark gesunkene Photovoltaik-Preise zurück. Die wichtigsten Maßnahmen für eine Solarisierung der Energieversorgung hat der BSW-Solar der Politik in einem Zehn-Punkte-Programm vorgelegt. Es wurde vom Branchenverband aus einer Befragung von mehr als 300 Solar- und Speicherunternehmern abgeleitet. Um eine Beschleunigung des Solarenergie-Ausbaus zu erreichen, empfiehlt der Bundesverband Solarwirtschaft unter anderem, das Auktionsvolumen ebenerdig errichteter Solarparks von derzeit 600 Megawatt im Jahr auf mindestens 3.000 Megawatt zu verfünffachen. Der BSW fordert zudem eine Abschaffung bestehender Ausbaudeckel für Photovoltaikanlagen auf Gebäuden, die sich zunehmend als Investitionshindernisse erweisen. Überfällig sei auch der Abbau bürokratischer Barrieren und finanzieller Belastungen für die verbrauchsnahe Eigen- oder Direktversorgung gewerblicher und privater Verbraucher mit Solarstrom. Insgesamt sei ein jährlicher Photovoltaik-Zuwachs in der Größenordnung von 10 Gigawatt notwendig, um die Klimaziele zu erreichen und den wachsenden Ökoenergiebedarf im Strom-, Wärme- und Mobilitätssektor zu decken.
    mehr lesen
Nachricht 295 bis 301 von 306                    
                    
   43  
ermittle Auflösung...