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  • 6. September 2019

    NRW fördert Blockchain-Reallabor im Rheinischen Revier

    Die Digitalisierung der Wirtschaft führt zu effizienten Arbeitsprozessen und neuen digitalen Geschäftsmodellen.
    Dabei spielen digitale Plattformen als Vermittler zwischen Kunden und Anbietern eine entscheidende Rolle – zum Beispiel mit Hilfe der Blockchain. Die Digitalisierung der Wirtschaft führt zu effizienten Arbeitsprozessen und neuen digitalen Geschäftsmodellen. Dabei spielen digitale Plattformen als Vermittler zwischen Kunden und Anbietern eine entscheidende Rolle – zum Beispiel mit Hilfe der Blockchain. Um diese Technologie für die Wirtschaft in Nordrhein-Westfalen zu erschließen, fördert die Landesregierung den Aufbau eines Reallabors für Blockchain-Anwendungen im Rheinischen Revier. Wirtschafts- und Digitalminister Prof. Dr. Andreas Pinkwart übergab dazu einem Projektkonsortium aus Fraunhofer-Gesellschaft, den Universitäten Aachen und Bochum, sowie der westfälischen Hochschule Gelsenkirchen einen Förderbescheid über 1,2 Millionen Euro Landesmittel. Der Start der Praxisprojekte ist für 2020 vorgesehen. Während der Markt der digitalen Plattformen bei Endverbrauchern (Business-to-Consumer – B2C) bereits in großen Teilen erschlossen ist, sieht die Landesregierung bei der Kooperation von Unternehmen (Business-to-Business – B2B) große Chancen für die heimische Wirtschaft in Nordrhein-Westfalen. Im Blockchain-Reallabor werden Wissenschaft, Unternehmen und Start-ups zusammenarbeiten. Zunächst fokussiert sich das Reallabor auf die Bereiche Energie, Daseinsvorsorge, Logistik, Industrie 4.0 und Finanzwirtschaft. Mit den bereitgestellten Mitteln wird zunächst der Aufbau des Reallabors gefördert. Der Start der Praxisprojekte ist für 2020 vorgesehen.
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  • 5. September 2019

    Bayern führt mit 4.900 Ladepunkten

    Hamburg führt mit 948 öffentlichen Ladepunkten weiterhin das Städteranking des BDEW-Ladesäulenregisters an, wird inzwischen aber dicht gefolgt von München (945 LP) und Berlin (933 LP).
    Mit deutlichem Abstand folgen Stuttgart (398 LP), Düsseldorf (213 LP) und Leipzig (189 LP). Bayern ist mit 4.904 Ladepunkten weiterhin mit großem Abstand der Spitzenreiter unter den Bundesländern. Auf Platz zwei und drei folgen Baden-Württemberg (3.404 LP) und Nordrhein-Westfalen (3.385 LP), dahinter Niedersachsen (1.720 LP) und Hessen (1.584 LP). Insgesamt sind derzeit rund 20.650 öffentliche und teilöffentliche Ladepunkte im BDEW-Ladesäulenregister verzeichnet. Mit der Plattform www.ladesaeulenregister.de bieten der BDEW und die Energie Codes und Services GmbH ein umfassendes Serviceangebot rund um Fragen der Infrastruktur für Elektromobilität: Es dient der Erfassung der in Deutschland vorhandenen öffentlichen und teilöffentlichen Ladepunkte. Es fließen Meldungen der Energieunternehmen und weiterer Marktakteure wie Parkhaus- und Parkplatzbetreiber, Supermärkte und Hotels ein. Für Ladesäulenbetreiber stehen auf der Plattform zentrale Informationen zum technischen Aufbau, der Fördermittelvergabe und Meldepflichten bereit.
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  • 5. September 2019

    dena schlägt Maßnahmen zur Netzentlastung vor

    Die Deutsche Energie-Agentur (dena) schlägt zehn regulatorische Maßnahmen vor, um die Stromnetze kurzfristig zu entlasten.
    Die Empfehlungen, die im Rahmen der Initiative für Netzflexibilität erarbeitet wurden, zielen zum Beispiel darauf ab, Flexibilitätstechnologien wie Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen in der Niederspannungsebene so einzu-setzen, dass sie für den Netzbetrieb einen Nutzen bringen. Auch die Steuerung flexibler Lasten in Unternehmen (Demand Side Management) und die Verwendung von Strom zur Erzeugung von Wärme (Power to Heat) können Schwankungen ausgleichen und Netzengpässe verhindern, die durch die Einspeisung erneuerbarer Energien entstehen. Die Initiative drängt unter anderem auf die Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik sowie der Anreizregulierung, weil diese bisher den netzdienlichen Einsatz von Flexibilitätstechnologien erschweren. Dass Flexibilitäten den Netzausbaubedarf und Kosten reduzieren können, belegen viele Studien, darunter auch die Netzflexstudie, die die dena im März 2017 vorgelegt hat. Im Fokus der aktuellen Debatte steht die Frage, wie netzdienliche Flexibilitäten zukünftig beschafft und vergütet werden sollen. Die Initiative für Netzflexibilität hat verschiedene hierzu diskutierte Modelle untersucht und Vorschläge für eine Anpassung des Rechtsrahmens entwickelt, damit die Technologien ihr Potenzial entfalten können. Außerdem hat sie Regelungen identifiziert, die derzeit den Einsatz von Flexibilitäten hemmen. Auf der Niederspannungsebene gibt es bereits eine Regelung, die die Bereitstellung von Flexibilität anreizen könnte: Gemäß §14a des Energiewirtschaftsgesetzes können kleine Verbraucher wie Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen ein reduziertes Netzentgelt zahlen, wenn sie sich nach den Erfordernissen des Netzes steuern lassen. Bisher lässt sich das Flexibilitätspotenzial dieser Kleinverbraucher jedoch nicht ausschöpfen, da der Paragraph noch konkretisiert werden muss. Ende August hat das Bundeswirtschaftsministerium einen Lösungsvorschlag im Rahmen des Projekts „Digitalisierung der Energiewende: Barometer und Topthemen“ veröffentlicht. Dieser Vorschlag sollte auch wie geplant im Laufe des kommenden Jahres weiter ausgearbeitet und umgesetzt werden, damit es nicht zu weiteren Verzögerungen kommt. Für die höheren Spannungsebenen empfiehlt die Initiative, die Vergütung und den Einsatz lastseitiger Flexibilität marktbasiert zu gestalten. Ein Handelsplatz könnte lokale Flexibilitätsangebote effizient bündeln, um den Netzbetreibern Zugriff auf die Anlagen zu geben und physische Engpässe im Netz zu beheben oder zu reduzieren. In Flexibilitätsmärkten besteht allerdings grundsätzlich das Risiko, dass durch strategisches Bieterverhalten, das sogenannte „Gaming“, Ineffizienzen entstehen. Die Initiative schlägt deshalb vor, Instrumente zur Erfassung und Quantifizierung von Gaming-Aktivitäten zu entwickeln, die in der Markthochlaufphase von Flexibilitätsmärkten das tatsächliche Gaming-Risiko erfassen, um bei Bedarf geeignete Gegenmaßnahmen ergreifen zu können. Ein weiteres Ergebnis der Initiative ist, dass der netzdienliche Einsatz von Flexibilitäten derzeit durch die Netzentgeltsystematik und die Anreizregulierung gehemmt wird. Die heutige Systematik der Netzentgelte kann dazu führen, dass ein Flexibilitätsabruf höhere Entgelte für den Anbieter verursacht. Wegen des finanziellen Risikos bleiben in solchen Fällen die Flexibilisierungspotenziale ungenutzt. Auch wenn sich eine grundsätzliche Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik wahrscheinlich nicht kurzfristig in einem Schritt umsetzen lässt, könnte nach Einschätzung der Initiative schon die Anpassung einzelner Regelungen die Lage verbessern. Dazu gehört zum Beispiel die Weiterentwicklung der individuellen Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 der Stromnetzentgeltverordnung. Die aktuelle Anreizregulierung führt dazu, dass dem Netzbetreiber die Kosten der Nutzung erzeugungsseitiger Flexibilität anerkannt werden, die Kosten lastseitiger Flexibilität aber nicht. Dadurch entsteht eine Schieflage zwischen den last- und erzeugungsseitigen Engpassmaßnahmen, obwohl beide gleichermaßen wirkungsvoll sind. Die Initiative für Netzflexibilität spricht sich daher dafür aus, dass noch innerhalb dieser Regulierungsperiode alle Optionen für das Engpassmanagement bei der Kostenanerkennung gleichbehandelt werden. Die dena hat die Initiative für Netzflexibilität ins Leben gerufen, um gemeinsam mit Akteuren der Netz- und Energiewirtschaft das Thema Flexibilisierung der Stromnetze auf die Agenda der Politik und der Regulierungsbehörde zu setzen. Zu den Partnern der Initiative gehören: Amprion, Creos Deutschland Stromnetz, egrid applications & consul-ting, EnergieNetz Mitte, EPEX Spot, EWE Netz, Mainova, Netz Leipzig, Nodes, TenneT TSO, TEN Thüringer Energienetze, Thüga, Trianel, TRIMET Aluminium, Vattenfall Europe Innovation, WEMAG Netz, Westfalen Weser Netz.
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  • 5. September 2019

    Naturstrom schließt Verträge mit EEG-Anltanlagenbetreibern

    Ende 2020 steht die Energiewende vor einem Umbruch, denn zum Jahreswechsel fallen Windenergieanlagen mit einer Leistung von rund 4.000 Megawatt aus dem EEG.
    Die Naturstrom AG hat die ersten Verträge mit solchen Altanlagen geschlossen, um deren Weiterbetrieb ohne EEG-Vergütung zu sichern und die Strommengen an die eigenen Ökostromkunden zu liefern. Weitere Kontrakte sollen zügig folgen. „Nicht nur die Betreiber älterer Windräder stehen vor einer Zäsur, auch der Ökostrommarkt“, erklärt Oliver Hummel, Vorstand bei der NATURSTROM AG. „Bislang finden die Ökostromerzeugung in Deutschland und die Energiebeschaffung für Ökostromtarife in Parallelwelten statt. Das wird sich ab 2021 ändern, wenn mit Auslaufen der zwanzigjährigen EEG-Förderung Windstrom für die Belieferung von Endverbrauchern zur Verfügung steht.“
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  • 2. September 2019

    21 Prozent der Verbraucher beziehen Ökostrom

    21 Prozent der Verbraucher in Deutschland beziehen Ökostrom.
    Das ergab eine Umfrage von YouGov im Auftrag des Vergleichsportals Check24. 64 Prozent der Befragten gaben an, in ihrem privaten Haushalt konventionellen Strom zu beziehen. 15 Prozent wussten nicht, welche Art von Strom sie beziehen oder machten keine Angabe. Vonden 64 Prozent, die konventionellen Strom beziehen, haben nur 37 Prozent schon einmal über den Bezug von Ökostrom nachgedacht. 50 Prozent haben noch nicht darüber nachgedacht und 13 Prozent machten keine Angabe. Als nachhaltig werden Stromtarife bezeichnet, deren Anbieter nachweisen, dass sie in signifikantem Umfang die lokale Ökostromproduktion fördern und damit den Anteil an konventionell erzeugtem Strom auf dem Markt verringern. Das gilt z. B. für Tarife mit dem „ok-Power-Siegel“ oder dem „Grüner Strom-Label“. Anbieter von Basis-Ökostromtarifen dagegen kaufen ihren Strom z. B. aus bereits bestehenden Anlagen im Ausland, ohne selbst maßgeblich in den Neubau sauberer Kraftwerke zu investieren.
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  • 2. September 2019

    Studie: Ladesteuerung senkt Kosten für E-Mobilität

    Die deutschen Stromnetze können in den nächsten Jahrzehnten mit vergleichsweise geringem Aufwand fit für die massenhafte Einführung von Elektroautos gemacht werden.
    Eine intelligente Regulierung vorausgesetzt, wird es bis 2050 jährlich 1,5 Milliarden Euro kosten, Kabel und Transformatoren so zu verstärken, dass sie den Strom für dann 30 Millionen Elektroautos transportieren können. Diese Kosten lassen sich durch die zusätzliche Stromnachfrage der Fahrzeuge decken und führen nicht zu steigenden Strompreisen. Bei einer Vollelektrifizierung des Fahrzeugbestandes auf heutigem Niveau, die mit 45 Millionen Elektrofahrzeugen im Jahr 2050 einhergeht, würden sich die jährlichen Netzausbaukosten auf bis zu 2,1 Milliarden Euro belaufen. Damit muss zukünftig nicht mehr in Stromverteilnetze investiert werden als in der Vergangenheit. In diesen Kostenschätzungen enthalten sind bereits Ausgaben zur Modernisierung der Netze, die ohnehin anfallen würden. Das sind zentrale Ergebnisse einer Studie, die Agora Verkehrswende, Agora Energiewende und The Regulatory Assistance Project (RAP) jetzt vorgestellt haben. Voraussetzung für den kostenoptimierten Ausbau der Verteilnetze ist, dass Lastspitzen beim Laden der Fahrzeuge abgemildert werden, so dass eine teure Überdimensionierung von Kabeln und Transformatoren vermieden wird. Das dafür nötige „gesteuerte Laden“ kann auf eine Weise erfolgen, die für die Fahrzeugnutzerinnen und -nutzer so gut wie nicht spürbar ist. Dazu würden die Betreiber der Verteilnetze Prognosen über die voraussichtliche Belastung ihrer Netze vorab an Stromlieferanten geben, die daraufhin die Ladestationen für die Elektroautos so steuern, dass es nicht zu Netzüberlastungen kommt. Im Gegenzug könnten die Nutzer der Elektroautos zu lastarmen Zeiten einen Rabatt auf die Netzentgelte für ihren Autostrom erhalten. Sollten sie dennoch zu Zeiten von Netzspitzen mit hoher Leistung laden wollen, so müssten sie mit einem Aufschlag auf die normalen Netzentgelte rechnen. Ohne ein derart gesteuertes Laden wäre der Netzausbau für eine große Zahl von Elektroautos nicht finanzierbar, da die Stromnetze dann auf die maximale Stromnachfrage hin ausgebaut werden müssten, die nur an wenigen Stunden im Jahr auftritt. Die Studie arbeitet zudem Unterschiede bei den Netzausbaukosten zwischen städtischen, halbstädtischen und ländlichen Regionen heraus. Demnach profitieren insbesondere Vorstädte und das Land vom gesteuerten Laden, die jährlichen Netzausbaukosten können dadurch mehr als halbiert werden: Bei einem bundesweiten Bestand von 15 Millionen Elektroautos im Jahr 2030 sinken sie dadurch beispielsweise von 99 auf 39 Euro pro Kopf und Jahr.
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  • 2. September 2019

    ZEV, SWA und VWS setzen Zusammenarbeit mit GISA fort

    Die Zwickauer Energieversorgung GmbH (ZEV), die Stadtwerke Aue – Bad Schlema GmbH (SWA) und die VWS Verbundwerke Südwestsachsen GmbH setzen ihre Zusammenarbeit mit dem IT-Dienstleister GISA fort.
    Das gaben die beteiligten Unternehmen und der Gesellschafter enviaM jetzt bekannt. GISA als IT-Experte für die Energiewirtschaft ist seit mehr als 15 Jahren Partner der drei Gesellschaften und weiter verantwortlich für Betreuung und Betrieb der Abrechnungssysteme für alle Marktrollen, inklusive des Messstellenbetriebs. Künftig werden die Stadtwerke gemeinsam die Softwarelösung Wilken ENER:GY nutzen. Die Produktivsetzung ist für das Jahr 2021 geplant. Die regionalen Energieversorger ZEV, SWA und VWS haben derzeit etwa 125.000 Kunden.
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