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  • 24. April 2019

    BS|Energy kooperiert bei Smart City mit Thüga AG

    Der Braunschweiger Energieversorger BS|Energy bündelt seine Kompetenzen im Bereich Smart City in einem eigenen Unternehmen.
    „KOM|DIA“ entwickelt künftig in Kooperation mit der Thüga AG aus München Dienstleistungen in den Geschäftsfeldern Internet der Dinge, Glasfaser, Elektromobilität und öffentliches WLAN. Zu den wichtigsten Zielen des Unternehmens zählt es, die digitale Infrastruktur in Braunschweig zu stärken – zum Beispiel durch den Ausbau des Glasfasernetzes oder den Aufbau eines flächendeckenden LoRaWAN-Netzes. Darüber hinaus entwickelt das Team aus Ingenieuren, IT-Spezialisten und Business-Experten neue Geschäftsmodelle auf Basis dieser Technologien. Bewährte Lösungen plant KOM|DIA, über den Stadtwerke-Verbund Thüga auch deutschlandweit anzubieten. Die Unterstützung beim Aufbau einer Digitalisierungsagentur war Teil des Angebots, mit dem sich die Thüga Aktiengesellschaft im Jahr 2018 um 24,8 Prozent der Anteile an BS|Energy beworben hatte.
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  • 18. April 2019

    BNetzA bezuschlagt Solarparkt mit 4,5 bis 6,1 Cent pro KWh

    Für die gemeinsame Ausschreibung für Solaranlagen und Windenergieanlagen an Land zum Gebotstermin 1.
    April 2019 hat die Bundesnetzagentur 109 Gebote ausschließlich für Solaranlagen im Umfang von 719.593 kW erhalten. Die ausgeschriebene Menge von 200.000 kW war deutlich überzeichnet. Insgesamt bezuschlagte die Bundesnetzagentur 18 Gebote für eine zu errichtende Solarleistung von 210.841 kW. Regional betrachtet verteilten sich die Zuschläge auf fünf Bundesländer: Sachsen-Anhalt (59 MW) und Brandenburg (59 MW) mit jeweils fünf erfolgreichen Geboten sowie Schleswig-Holstein (48 MW) und Hessen (10 MW) mit je drei Geboten. Die verbleibenden zwei Zuschläge (33 MW) gingen nach Mecklenburg-Vorpommern. Die im Gebotspreisverfahren ermittelten Zuschlagswerte lagen zwischen 4,50 ct/kWh und 6,10 ct/kWh (Vorrunde 4,65 bis 5,79 ct/kWh). Der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert (vor Eingang der Zweitsicherheiten) betrug in diesem Verfahren 5,66 ct/kWh und ist gegenüber der Vorrunde im November 2018 (5,27 ct/kWh) angestiegen. Dieses Ergebnis muss allerdings im Zusammenspiel mit der im Vormonat stattgefundenen Sonderausschreibung für Solar betrachtet werden, bei der das zusätzlich ausgeschriebene Volumen (500 MW) bereits zu höheren Zuschlagswerten führte. In der Ausschreibung für Biomasseanlagen zum Gebotstermin 1. April 2019 wurde ein Volumen von 133 MW ausgeschrieben. Es wurden 20 Gebote mit einem Volumen von 27 MW eingereicht. Zuschläge konnten für insgesamt 18 Gebote mit einem Volumen von 25 MW erteilt werden, darunter für zwei Gebote für Neuanlagen mit einem Volumen von 3 MW. Die im Gebotspreisverfahren ermittelten Zuschlagswerte lagen zwischen 9,53 ct/kWh und 16,56 ct/kWh.
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  • 18. April 2019

    Green City gründet mit der Summiq AG Ökostromerzeuger

    Die Münchener Green City AG stellt die Weichen für den beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren Energien in den kommenden Jahren.
    Hierfür hat die Green City AG mit der Summiq AG eine neue, eigenständige Gesellschaft gegründet, die als Ökostromerzeuger der neuen Generation ein wachsendes Portfolio aus Wind- und Solarkraftwerken in Europa etablieren soll. Ziel der Summiq AG ist der Aufbau und Betrieb eines Gigawatt-Portfolios von Erneuerbaren Energieanlagen, das durch Investitionen in Speicher- und Digitalisierungstechnologien komplettiert wird. Über die Kooperation im Projektgeschäft mit der Green City AG erhält die Summiq AG einen strukturierten Marktzugang zu einer Vielzahl von Projekten. Mit Dr. Torsten Amelung (CEO) und Marc Linsenmeier (CFO) wurden zwei Experten für das Management gewonnen. Kerngeschäft der Summiq AG wird die Erzeugung und Vermarktung von Ökostrom sein. Die globale Elektrifizierung, die Sektorkopplung, eine steigende Industrieproduktion und die Weiterentwicklung des E-Mobilitätssektors treiben die Nachfrage nach Erneuerbaren Energien. Mit einer klar definierten Investitionsstrategie wird Summiq durch den Kauf insbesondere von Wind- und Solarkraftwerken zukünftig den Aufbau eines digital gesteuerten Gigawatt-Portfolios in Europa vorantreiben. Summiq kann über die Kooperation mit Green City hinaus Projekte von dritten Projektentwicklern erwerben und mit diesen langfristig zusammenarbeiten.
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  • 17. April 2019

    Vattenfall nutzt Handelsplattform Tender365

    Seit April 2019 nutzt Vattenfall Energy Trading die Plattform Tender365, um Strom- und Gasgeschäfte für Kunden abzuschließen.
    Vattenfall möchte mit den Kunden direkt über Tender365 in Kontakt treten und neue Kunden über die Vertriebsmöglichkeiten der Plattform erreichen. Vattenfall wird auf der Plattform Kauf- und Verkaufsgebote für Strom, Gas und Herkunftsnachweise einstellen und so die Liquidität der Plattform unterstützen. Lars Mähl, Head of External Portfolio Management: “Digitalisierung, ein branchengetriebener partizipativer Ansatz und ein einfacher Marktzugang haben uns überzeugt. Wir glauben an das Modell von Tender365 und wollen unsere Erfahrung im Strommarkt einbringen, um insbesondere die Liquidität für Stromprodukte auf Tender365 zu steigern.“
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  • 16. April 2019

    juwi repowert 13 Jahre alten 1,4 MW-Solarpark

    Im rheinland-pfälzischen Hettenleidelheim hat die juwi Operations + Maintenance GmbH als Betriebsführer eines 1,4 Megawatt-Freiflächen-Solarparks in diesem Frühjahr vier kleinere Zentralwechselrichter durch zwei leistungsstärkere Modelle ersetzt.
    Der Solarpark ist seit dem Jahr 2006 in Betrieb und gehört zu den ersten größeren Solarparks in Deutschland. Geplant und errichtet wurde der Park in der Vorderpfalz auf einer Industriebrache von der juwi-Gruppe. Betreiber ist eine Tochtergesellschaft der Sparkassen Rhein-Haardt. Seit der Inbetriebnahme betreut die juwi O+M den Solarpark Hettenleidelheim als technischer Betriebsführer. Nachdem in den Jahren 2017 und 2018 die Anzahl der Wechselrichterstörungen zugenommen hatte, stand der Betreiber nach einem Ausfall eines Wechselrichters vor der Frage "Reparatur oder Repowering". „Nach Prüfung des Sachverhaltes und Ermittlung der Kosten fiel die Entscheidung sehr schnell für das Repowering“, sagt Sparkassen-Vorstand Thomas Distler. Motivation für den Austausch: Viele ältere Wechselrichter zeigen nach etwa zehn Jahren vermehrte Auffälligkeiten im Betrieb. Im gleichen Zeitraum ist der Wirkungsgrad von Wechselrichtern im Schnitt um mehr als fünf Prozentpunkte gestiegen. Da ein Wechselrichtertausch an der Vergütungshöhe für den Solarstrom nichts ändert, rechnet sich ein Tausch von älteren Wechselrichtern in vielen Fällen. „Weniger Ausfallzeiten und Reparaturkosten sowie der höhere Wirkungsgrad wirken sich natürlich positiv auf den Ertrag der Anlagen aus. Wir gehen beim Park in Hettenleidelheim von einem jährlichen Mehrertrag von gut zwei Prozent aus“, sagt juwi-Projektleiter Udo Schappert, der den Austausch betreute.
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  • 16. April 2019

    NEP 2030 sieht 9 Mrd Euro mehr für Systemstabilität vor

    Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW haben den zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) 2030, Version 2019 der Bundesnetz-agentur (BNetzA) übergeben und auf www.netzentwicklungsplan.de veröffentlicht.
    In den zweiten Entwurf sind Anregungen aus der öffentlichen Konsultation zum ersten Entwurf des NEP eingeflossen. Insgesamt gingen 906 Stellungnahmen zum Onshore- und Offshore-Teil des NEP ein. Viele Konsultationsbeiträge enthielten grundsätzliche Anmerkungen zu in den Szenarien getroffenen Eingangsgrößen. Besonderer Fokus lag hierbei auf der Berücksichtigung des Paris-Abkommens zum Klimaschutz und den Empfehlungen der Kommission für Wachstum, Struktur und Beschäftigung (WSB-Kommission). Weitere Themenschwerpunkte betrafen die Ergebnisse der Marktsimulation und die Erfordernisse der Netzentwicklung. Hinzu kamen Stellungnahmen, die sich aus regionaler Betroffenheit rund um die Netzverstärkungs- und -ausbauprojekte ergaben. Vor allem die Netzbaumaßnahmen zwischen Altenfeld und Grafenrheinfeld (P44 / P44mod), zwischen Raitersaich und Altheim (P53) und zwischen Pirach, Pleinting und St. Peter (P112) in Bayern sowie der Verlauf der drei großen HGÜ-Verbindungen von Nordrhein-Westfalen nach Baden-Württemberg (DC2), von Schleswig-Holstein nach Bayern und Baden-Württemberg (DC3/DC4) und von Sachsen-Anhalt nach Bayern (DC5 mit der Erweiterung DC20) waren Gegenstand zahlreicher Stellungnahmen – allerdings in deutlich geringerem Umfang als in der Vergangenheit. Für den zweiten Entwurf des NEP 2030 (2019) haben die ÜNB eine Sensitivität „B 2035 – Kohleausstieg“ berechnet. Damit stellen sie sicher, dass die für 2030 sowie für das Szenario B 2035 identifizierten Netzentwicklungsmaßnahmen auch im Fall eines kompletten Kohleausstiegs gemäß der Prüfempfehlung der WSB-Kommission erforderlich sind. Das Ergebnis der Netzanalysen zur Sensitivität "B 2035 – Kohleausstieg" zeigt, dass der für das Szenario B 2035 identifizierte überregionale Netzausbaubedarf sich auch in dieser Sensitivität weiterhin als notwendig erweist und insofern als robust anzusehen ist. Die Ergebnisse der im zweiten Entwurf des NEP ergänzten Netzberechnungen für die Szenarien A 2030 und C 2030 stimmen weitgehend mit denen des Szenarios B 2030 überein. Über die Maßnahmen des Energieleitungsausbaugesetzes (EnLAG) und des Bundesbedarfsplans (BBP) hinaus sind im Szenario A 2030 rund 2.750 km an Netzverstärkungen auf Bestandstrassen (Umbeseilung oder Stromkreisauflagen, Neubau einer leistungsfähigeren Leitung in bestehenden Trassen) für ein bedarfsgerechtes Netz erforderlich. Im Szenario B 2030 sind dies mit rund 2.800 km geringfügig mehr. In beiden Szenarien sind darüber hinaus 1.600 km an Neubau-Maßnahmen erforderlich. Im Szenario C 2030 sind rund 3.250 km an Netzverstärkungen und rund 1.700 km an Netzausbaumaßnahmen über den BBP hinaus erforderlich. Die Übertragungskapazität der Gleichstromverbindungen beträgt in allen Szenarien für das Jahr 2030 insgesamt 12 GW. Alle im BBP 2015 enthaltenen Maßnahmen sowie die zwischenzeitlich darüber hinaus von der BNetzA bestätigten Maßnahmen erweisen sich im NEP 2030 (2019) als robust gegenüber den veränderten Rahmenbedingungen. Gemäß den Anforderungen der BNetzA haben die ÜNB im zweiten Entwurf des NEP insgesamt acht Interkonnektoren einer Kosten-Nutzen-Analyse unterzogen. Basierend auf dem Szenario B 2035 haben die ÜNB im zweiten Entwurf des NEP 2030 (2019) eine Bewertung der Systemstabilität des Netzes einschließlich der vorgeschlagenen Netzmaßnahmen vorgenommen. Die Analysen zeigen einen erheblichen Bedarf an Blindleistungskompensationsanlagen zur Deckung der stationären und regelbaren Bedarfe mit einer installierten Leistung von mindestens 38,1 – 74,3 Gvar (Gigavoltampere reaktiv). Aufgrund der zugrunde liegenden Parameter könnte insbesondere vor dem Hintergrund des weit in der Zukunft liegenden Analysehorizonts der tatsächlich notwendige Bedarf an Anlagen zur Blindleistungskompensation noch höher ausfallen. Gegenüber dem ersten Entwurf des NEP 2030 (2019), der für das Szenario B 2030 Investitionskosten in Höhe von 52 Mrd. für die Zubaunetz-Maßnahmen ausgewiesen hat, erhöhen sich die Kosten für die Onshore-Maßnahmen des Szenarios B 2030 im zweiten Entwurf auf 61 Mrd. Euro. Einen wesentlichen Anteil an dieser Steigerung hat die Berücksichtigung der Kosten für den umfangreichen Bedarf an Blindleistungskompensationsanlagen aus den Analysen zur Bewertung der Systemstabilität. Hinzu kommen die Berücksichtigung zusätzlicher horizontaler Punktmaßnahmen (insbesondere Schaltanlagen und Schaltfelder) im zweiten Entwurf sowie die Korrektur eines fehlerhaften Wertes bei einem HGÜ-Projekt im ersten Entwurf.
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  • 15. April 2019

    enviaM bietet Digitalsteuerung für Wärmespeicher an

    enviaM bietet Privatkunden eine digitale Steuerung ihrer Wärmespeicherheizung an.
    Damit können sie ihre Wärmeversorgung in den eigenen vier Wänden deutlich effizienter, flexibler und komfortabler gestalten. Möglich macht dies ein digitales Heizungssteuerungsgerät, das mit einem Messsystem und Energiemanagementsystem verbunden ist. Das Unternehmen plant, ab Herbst 2019 ein Einstiegsprodukt auf den Markt zu bringen, das weiter ausgebaut werden sol Dank der digitalen Steuerung der Wärmespeicherheizung sparen Kunden bis zu 15 Prozent Strom, verspricht enviaM. Möglich macht dies eine exakt auf die Wetterprognose abgestimmte Ladung der Wärmespeicherheizung. Auch die gewünschte Wohlfühltemperatur ist per App zu Hause oder unterwegs einfach und bequem einstellbar. Momentan testet enviaM die digitale Steuerung der Wärmespeicherheizung bei 17 Privatkunden in Ostdeutschland.
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