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  • 12. Februar 2019

    Altmaier: Mindestens zwei LNG-Terminals in Norddeutschland

    In den geplanten Bau für ein nationales Import-Terminal für verflüssigtes Erdgas in Brunsbüttel (Kreis Dithmarschen) kommt Bewegung.
    Das Betreiberkonsortium aus Gasunie, Vopak und Oiltank hat nach eigenen Angaben einen weiteren Vorvertrag mit einem Großkunden geschlossen. Demnächst will das Gemeinschaftsunternehmen die Genehmigungen für eine Kapazität von acht Milliarden Kubikmeter LNG (Liquefied Natural Gas) beantragen. Von der Genehmigung hängt die finale Entscheidung für Investitionen ab, sie soll noch in diesem Jahr fallen. Das Investitionsvolumen liegt laut den Planern bei rund 450 Millionen Euro. Das berichtet der NDR. Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier (CDU) sagte, er gehe davon aus, dass mindestens zwei Terminals in Norddeutschland gebaut werden. Im Gespräch sind neben Brunsbüttel derzeit die Standorte Stade und Wilhelmshaven. Die Bundesregierung will den Bau mit staatlichen Fördergeldern unterstützen. Altmaier signalisierte, dass er es wichtig findet, den deutschen Gasmarkt zu diversifizieren. Laut Altmaier kann LNG dazu beitragen, wenn es zu einem wettbewerbsfähigen Preis angeboten wird. Das könnte man als Signal in Richtung der USA sehen, die mehr Flüssigerdgas in Europa verkaufen wollen.
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  • 11. Februar 2019

    Amprion und OGE planen 100 MW-Eloktrolyseur

    Mit dem Projekt „hybridge“ stehen Amprion und Open Grid Europe (OGE) bereit, die Sektorenkopplung auf Systemebene in Deutschland zu starten.
    Die Projektpartner planen, im Landkreis Emsland einen Elektrolyseur in der 100-MW-Klasse zu errichten und eine Wasserstoffinfrastruktur aufzubauen. „Wir sind mit der Planung für hybridge so weit, dass wir in die Genehmigungsphase eintreten können“, sagte Dr. Thomas Hüwener, Mitglied der Geschäftsführung von OGE. „Aber wir brauchen noch das ‚Go‘ aus der Politik.“ Dieses müsse nun schnell kommen, ergänzte Hüwener, damit Sektorenkopplung auf Systemebene auch einen Beitrag zum Erreichen der Pariser Klimaziele leisten könne. Dr. Klaus Kleinekorte, technischer Geschäftsführer von Amprion, sagte: „Die deutschen Klimaziele, der Ausstieg aus der Kernkraft und der sich abzeichnende Kohleausstieg bedeuten eine enorme Herausforderung für unser Energiesystem. Wir müssen daher jetzt die Voraussetzungen schaffen, damit uns Power-to-Gas nach 2030 im Gigawatt-Maßstab zur Verfügung steht und Sektorenkopplung auf Systemebene möglich wird.“ Den idealen Standort für die erste Power-to-Gas-Anlage in dieser Größenordnung, bei der Strom aus Erneuerbaren Energien über einen Elektrolyseur in grünen Wasserstoff und zum Teil weiter in grünes Methan umgewandelt wird, haben die Projektpartner an einem Schnittpunkt zwischen dem Amprion- und dem OGE-Netz im Landkreis Emsland gefunden. Dort wollen die Projektpartner neben dem Elektrolyseur in der 100-MW-Klasse eine bestehende OGE-Pipeline für den ausschließlichen Transport von Wasserstoff weiterentwickeln. Die Kosten für das Vorhaben schätzen die Partner auf 150 Mio. Euro. Das Grundkonzept der Sektorenkopplung auf Systemebene von Amprion und OGE sieht vor, die geplante Infrastruktur zur Kopplung ihrer Netze allen Marktteilnehmern diskriminierungsfrei („Third Party Access“) zur Verfügung zu stellen. Die über die Gas- und Stromleitungen transportierte Energie ist dabei zu keiner Zeit im Eigentum der Netzbetreiber. Die begrenzte „Brückenkapazität“ zwischen Strom- und Gasinfrastruktur werden die Projektpartner Händlern oder Direktabnehmern in Auktionen anbieten. Die Auktionserlöse werden den Kosten gegengerechnet und entlasten so den Netzkunden. Dieses Prinzip ist bei grenzüberschreitenden Kuppelleitungen im Stromsystem und in Gastransportkapazitäten seit Jahren europaweit etabliert. „Wir wollen diese Technologie für die deutsche Volkswirtschaft erfolgreich im großtechnischen Maßstab realisieren. Dafür haben wir alles, was wir brauchen: ein technisches Konzept, einen geeigneten Standort und die Nutzungsmöglichkeiten für den Wasserstoff. Wir können anfangen“, sagte Hüwener. „Wir brauchen nun die regulatorische Möglichkeit, das Projekt umzusetzen. Hier ist nun die Politik am Zug. Wenn die Weichen jetzt gestellt werden, kann die Anlage 2023 bereits in Betrieb gehen“, betonte Kleinekorte.
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  • 6. Februar 2019

    EnBW plant größten Solarpark Deutschlands

    Die EnBW Energie Baden-Württemberg AG baut die Solarenergie zu einer weiteren wichtigen Säule ihres Erneuerbaren-Portfolios aus.
    Neben der Windkraft an Land und auf See sollen künftig auch Solarparks einen größeren Beitrag dazu leisten, den 2012 begonnenen Ausbau der Erneuerbaren bei der EnBW voranzutreiben. EnBW hat in den vergangenen Monaten ihre Aktivitäten im Solarbereich deutlich erweitert und zwischenzeitlich eine Projektentwicklungspipeline von 800 Megawatt aufgebaut. Ein erstes Großprojekt in Werneuchen (Brandenburg) nimmt derzeit bereits konkrete Formen an. Mit dem Solarpark Weesow-Willmersdorf plant die EnBW auf einer Fläche von 164 Hektar den mit 175 Megawatt aktuell größten Solarpark Deutschlands. Mit einer Jahreserzeugung von rund 175 Gigawattstunden könnten rechnerisch rund 50.000 Haushalte mit Strom aus Sonnenenergie versorgt und 125.000 Tonnen CO2 eingespart werden. Die EnBW hat das von Procon Solar GmbH seit 2009 vorentwickelte Projekt im letzten Jahr übernommen.
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  • 6. Februar 2019

    Vier kommunale Partner nutzen Blockchain-Grünstromvertrieb

    Ein Jahr nach Einführung des europaweit ersten Grünstromvertriebes auf Blockchainbasis, dem Wuppertaler Tal.Markt, wird die zugrunde liegende Plattform durch ein bundesweites Partnernetzwerk für unterschiedliche, innovative Produkte genutzt.
    Die Weiterentwicklung der Plattform, die unter der Marke „Blockwerke“ firmiert, treiben die Wuppertaler Stadtwerke (WSW) gemeinsam mit drei kommunalen Partnern voran: der Bremer swb, der EVH aus Halle (Saale) und der SWT aus Trier. Erfolgreiche Verhandlungen führen die WSW zudem mit österreichischen Kommunalversorgern mit dem langfristigen Ziel, die Plattform im gesamten deutschsprachigen Markt zu etablieren. Jeder Partner kann auf Basis der in Wuppertal entwickelten Plattform eigene Geschäftsmodelle aufbauen, oder auch den Tal.Markt für den eigenen Markt als White-Label-Produkt mit lokalen Grünstromproduzenten nutzen. Die Plattform stellt ergänzend einen zentralen Marktplatz für Produzenten dar. Praktisch bedeutet das, dass jeder auf „Blockwerke“ registrierter Produzent auf alle angeschlossenen Märkten liefern kann. Die Wuppertaler Stadtwerke selbst haben ihr Blockchainprodukt Tal.Markt ausdifferenziert. Ab sofort können Kunden nicht nur in Wuppertal, sondern bundesweit ihren Strom von regionalen Ökostromproduzenten beziehen. Und das auch ohne Smart Meter, sondern mit jedem zugelassenen Stromzähler. Dazu wird die individuelle Grünstrombestellung mit dem Standardlastprofil abgeglichen. Der „Tal.Markt LIVE“ mit der Installation eines Smart Meters wird ab 1. April über die Stadtgrenzen Wuppertals hinaus ausgerollt. „Tal.Markt Live“ steht im ersten Schritt über drei Millionen Haushalten an Rhein und Ruhr zur Verfügung.
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  • 4. Februar 2019

    Entwurf des Netzentwicklungsplans 2030 liegt vor

    Die Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW (ÜNB) haben den ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) 2030 in der Version 2019 auf www.netzentwicklungsplan.de veröffentlicht.
    Alle Szenarien des NEP für das Zieljahr 2030 erfüllen das 65-Prozent-Ziel für EE am Bruttostromverbrauch, das im Koalitionsvertrag festgelegt ist. Zusätzlich werden die sektoralen CO2-Ziele des Klimaschutzplans 2050 der Bundesregierung für das Jahr 2030 eingehalten. In die Berechnungen gingen außerdem Vorgaben zu Mindestkapazitäten an den Grenzkuppelstellen zur Sicherung des grenzüberschreitenden Stromhandels ein, die sich aus den europäischen Prozessen zur Entwicklung der Übertragungsnetze und des europäischen Energiebinnenmarkts ergeben. Der BNetzA genehmigte Szenariorahmen ist Ausgangspunkt für die Erstellung des NEP 2030 (2019). Der Szenariorahmen enthält insgesamt fünf Szenarien: ein Kurzfristszenario B 2025, drei Szenarien mit dem Zieljahr 2030 (A, B und C) sowie das Langfristszenario B 2035. Der EE-Ausbau auf 65% bei gleichzeitig deutlicher Reduktion der Kohleverstromung erfordert zwei über den Bundesbedarfsplan hinausgehende leistungsfähige Gleichstrom-Verbindungen mit einer Kapazität von insgesamt vier Gigawatt (GW), die Strom von Schleswig-Holstein über Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen bis nach Baden-Württemberg auf einer Gesamtlänge von rund 1.160 km transportieren (DC21/DC23 sowie DC25). Im Szenario B 2030 sind zudem weitere rund 2.900 km an Netzverstärkungen im Bestand und rund 450 km an Neubau-Maßnahmen (Drehstrom und Gleichstrom) erforderlich, die noch nicht Bestandteil des Bundesbedarfsplans sind. Die geschätzten Investitionskosten für die vorgeschlagenen land- seitigen Maßnahmen liegen – einschließlich rund 11,5 Mrd. Euro für das Startnetz sowie der Kosten für die Ad-hoc-Maßnahmen – bei rund 52 Mrd. Euro im Szenario B 2030. Diese Kosten fallen über die Jahre verteilt an.
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  • 1. Februar 2019

    Netzbetreiber planen zwei weitere Stromautobahnen

    Die Übertragungsnetzbetreiber planen bis 2030 den Bau von zwei zusätzlichen Stromtrassen von Nord- nach Süddeutschland.
    Damit würde sich der Zahl der neuen Trassen von drei auf fünf erhöhen, berichtet der Tagesspiegel. Grund sei der Ausbau der Erneuerbaren Energien. Die beiden über den Bundesbedarfsplan hinausgehenden Gleichstromverbindungen (HGÜ) haben eine Kapazität von insgesamt vier Gigawatt (GW). Die Leitungen mit einer Gesamtlänge von rund 1.160 Kilometern sollen in einem Korridor von Schleswig-Holstein über Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen bis nach Baden-Württemberg verlaufen. Ein Strang soll von Heide/West in Schleswig-Holstein über Hamm-Uentrop (NRW) bis nach Altbach (Baden-Württemberg) verlaufen, der andere von Wilhelmshaven bis in den Süden. Die Kosten für den Ausbau der Höchstspannung steigen durch das neue Vorhaben von 34 bis 36 Milliarden Euro auf rund 52 Milliarden Euro an.
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  • 31. Januar 2019

    Zwei Millionen Anlagen müssen ins Marktstammdatenregister

    Die Bundesnetzagentur hat das Internetportal „Marktstammdatenregister“ gestartet.
    Es soll einen umfassenden Überblick über die Anlagen und Akteure des deutschen Strom- und Gasmarktes geben. Alle Anlagenbetreiber müssen sich und ihre Anlagen dort registrieren. Betroffen sind circa zwei Millionen Anlagen, darunter 1,7 Millionen Solaranlagen. Das Register stellt den Anlagenbetreibern, den Netzbetreibern, der Politik, den Behörden und der interessierten Öffentlichkeit erstmals die aktuellen Stammdaten zur Strom- und Gasversorgung bereit. Zwischen den Akteuren vereinfacht das Register die Kommunikation. Alle Akteure des Strom- und Gasmarkts sind verpflichtet, sich selbst und ihre Anlagen zu registrieren. Bestandsanlagen müssen neu registriert werden, auch wenn sie bereits bei der Bundesnetzagentur gemeldet sind. Solaranlagen, KWK-Anlagen, ortsfeste Batteriespeicher und Notstromaggregate müssen genauso registriert werden wie Windenergieanlagen oder konventionelle Kraftwerke. Neben den Anlagenbetreibern müssen sich auch die sonstigen Akteure des Strom- und Gasmarktes registrieren, z.B. Netzbetreiber und Strom- und Gashändler. Für Bestandsanlagen, die vor dem Start des Marktstammdatenregisters in Betrieb gegangen sind, gilt grundsätzlich eine zweijährige Frist ab Start des Webportals. Für Neuanlagen gilt nach deren Inbetriebnahme eine einmonatige Frist zur Registrierung. Damit die Zahlungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz oder dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz ohne Abzüge ausbezahlt werden können, müssen die vorgegebenen Fristen beachtet werden. Ansonsten besteht kein Anspruch auf eine Auszahlung. Im Marktstammdatenregister werden ausschließlich Stammdaten eingetragen. Dazu gehören beispielsweise Standortdaten, Kontaktinformationen, technische Anlagendaten, Unternehmensform. Im Unterschied dazu können Daten, die energiewirtschaftliche Aktivitäten abbilden (z.B. produzierte Strommengen und Speicherfüllstände), nicht ins Marktstammdatenregister eingetragen werden. Unter www.marktstammdatenregister.de kann das Register genutzt werden. Für Fragen steht eine Hotline unter 0228/14-3333 und über das Webportal ein Kontaktformular zur Verfügung.
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