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Donnerstag, 24. Mai 2018

Smarter E: Zehn Projekte für den Award nominiert

Smarter E: Zehn Projekte für den Award nominiert

Mit diesem Projekt in Sambia hat es Baywa re ins Finale des Smarter E Awards geschafft.
18.05.2018 11:24 - In diesem Jahr findet in München parallel zur Intersolar und zur EES Europe auch die Messe Smarter E statt. Dabei geht es vor allem um sektorübergreifende Energielösungen.
Der Veranstalter Solar Promotion hat auch für diese Messe einen eigenen Award ausgelobt, mit dem er herausragende Photovoltaik- und Speicherprojekte prämiert. Dabei geht es nicht nur um die Installation von solchen Systemen, sondern auch um deren Einbindung in ein Gesamtenergiekonzept. Insgesamt zehn Projekte haben es bis ins Finale des Smarter E Award geschafft:
  • Bach Khoa Investment and Development of Solar Energy hat in der vietnamesischen Hauptstadt Ho Chi Minh City ein Null-Energiehaus für die studentische Ausbildung errichtet. Mit der dort installierten Haustechnik aus Photovoltaik, Solarthermie und Wärmepumpe sollen praktische Erfahrungen mit neuen Produkten und technologischen Lösungen gewonnen werden.
  • Mit einem Null-EnergieGebäude hat es auch der amerikanische Systemanbieter Solaria ins Finale geschafft. Das Unternehmen hat das Energiekonzept des neuen Campus‘ der New Yorker Cornell Universität entwickelt. Energiequelle ist eine riesige Photovoltaikanlage mit einer Leistung von 855 Kilowatt – nach eigenen Angaben die bisher größte in Manhattan.
  • Baywa re hat eine Solaranlage mit Batteriespeicher zur Bewässerung einer Farm in Sambia errichtet. Dabei wird ein Wasserreservoir als zusätzlicher Speicher genutzt. Die Solaranlage sorgt für eine stetige Bewässerung sowie für das Wassermanagement bei den Getreidefeldern und erzeugt Energie für die Bewässerung von 90.000 Quadratmetern Ackerfläche.
  • Fenecon hat in Wien einen Energiespeicher installiert, mit dem das vorhandene Netz effizient genutzt wird. Der Speicher hat eine Leistung von 100 Kilowatt und eine Kapazität von 120 Kilowattstunden. Er dient unter anderem dem Ausgleich von Phasenlastdifferenzen und zur Lastspitzenabschaltung.
  • First Solar ist für eine Solaranlage mit einer Leistung von 300 Megawatt in Kalifornien installiert und ins Stromnetz integriert. Sie produziert nicht nur Strom, sondern ersetzt Netzdienstleistungen, die bisher von konventionellen Kraftwerken erbracht wurden.
  • Mit einer Leistung von 37,5 Megawatt und einem Volumen von 150 Megawattstunden ist der Escondido Energy Storage Array in Kalifornien einer der größten Lithiumspeicher der Welt. Für die Realisierung des Projekts ist der amerikanische Speicheranbieter Fluence nominiert.
  • IBC Solar hat es mit einer Batterieanlage in Hillesheim es ins Finale geschafft. Mit dem Speicher versorgt sich die Kläranlage der rheinländischen Stadt komplett selbst. Der Strom wird durch die Verbrennung von Klärgas erzeugt, Mit dem Speicher kann mehr Klärgas verbrannt werden. Der Anteil steigt von 80 auf 92 bis 95 Prozent. Der Anlagenbetreiber spart dadurch 35.000 Kilowattstunden Netzstrom ein.
  • Trojan Battery hat es mit einem Containersystem mit Energiespeicher und Photovoltaikanlage ins Finale geschafft. Die Anlage steht in einem Dorf in Tansania, wo es bisher keinen Strom gab.
  • Um eine Avocadofarm in Australien komplett mit erneuerbaren Energien zu versorgen, hat Unlimited Energy zusammen mit Tesvolt einen kleinen Solarpark mit 53 Kilowatt und einem Speicher mit einem Volumen von 48 Kilowattstunden installiert. Mit dem Gesamtsystem konnte der Farmbetreiber sämtliche Dieselaggregate abschaffen, die bisher den Strom geliefert haben. Schließlich scheint die Sonne an 300 Tagen im Jahr.
  • Der kanadische Projektierer Em One Energy Solutions hat für drei Krankenhäuser in einer Konfliktregion im Nordosten Nigerias Solaranlagen zur autarken Stromversorgung installiert. Dabei werden nicht nur die Energiekosten durch Diesel minimiert, sondern auch die Kühlkette für Medikamente gesichert.

Google und Eon vertiefen Partnerschaft bei Sunroof

Google und Eon vertiefen Partnerschaft bei Sunroof

Sunroof berechnet für jedes erfasste Dach, wieviel Sonnenlicht im Laufe des Jahres darauf fällt.
22.05.2018 14:19 - Energiekonzern Eon strebt nach eigenen Aussagen die Marktführerschaft für Photovoltaik in Deutschland an. In Kürze soll das Portal Sunroof in Großbritannien starten, für Italien laufen die Vorbereitungen.
Seit Mai 2017 bieten beide Konzerne gemeinsam Sunroof in Deutschland an. Die Plattform ermittelt das Solarpotenzial von Millionen Gebäuden. Das auf ein Jahr angelegte Programm wird nun bis Ende 2018 verlängert. In Kürze soll Sunroof auch in Großbritannien starten, Italien wird parallel vorbereitet, verkündet der Energiekonzern.
Wie bereits in Deutschland wird Eon nach eigenen Aussagen in Großbritannien und Italien das erste Energieunternehmen sein, das seinen Kunden digital das solare Potenzial des Eigenheims berechnet. In Deutschland hat sich die Webseite des Konzerns mehr als 10.000 Kunden eine Erstanalyse des Solarpotentials ihres Dachs abgefragt. Die Plattform leiste einen wesentlichen Beitrag für das Umsatzwachstum von Eon im Solargeschäft von zuletzt 150 Prozent jährlich, erklärt der Konzern in einer Mitteilung. Ziel sei es, spätestens im Jahr 2019 Marktführer in Deutschland zu werden.

So funktioniert Sunroof

Sunroof berechnet für jedes erfasste Dach, wieviel Sonnenlicht im Laufe des Jahres darauf fällt. Es berücksichtigt Wetterdaten, die Position der Sonne zu unterschiedlichen Jahreszeiten, Fläche und Neigung des Daches sowie den Schatten umliegender Gebäude oder Bäume. Am Ende kalkuliert Sunroof für das ermittelte Licht die produzierte Energiemenge sowie die potenzielle Kostenersparnis. Berechnet werden die Daten vom Softwareunternehmen Tetraeder, ein weiterer Partner der Kooperation von Eon und Google ist. (nhp)

Hydro, wind and solar: Undeniable synergies

Hydro, wind and solar: Undeniable synergies

GSSS hydro, wind, solar
“There is no technical or economic barrier to transitioning the entire world to 100 percent clean, renewable energy with a stable electric grid at low cost,” said Mark Z. Jacobson with Stanford University. This is the key finding of research completed and published in early 2018.
At the heart of this study is the need to match energy supplied by wind, water and solar power and storage with what the researchers predict demand to be in 2050, according to a Stanford University press release.
Scientists studied 139 countries (divided into 20 regions) and matched supply and demand in 30-second increments for five years (2050 to 2054) to account for the variability in wind and solar power as well as the variability in demand over hours and seasons. The researchers used two computational modeling programs, one to predict the amount of energy that could be produced from “weather-related energy sources,” which are variable and don’t necessarily produce energy when demand is highest. The second incorporated energy produced by more stable sources of electricity, including hydroelectric plants and tidal and wave devices and also included methods of energy storage.
Under all three scenarios studied, blackouts were avoided in all 20 world regions for all five years examined. This suggest that “many possible solutions to grid stability with 100 percent wind, water and solar power are possible.”
It is clear that synergies exist between intermittent renewables and hydropower, including pumped storage, which makes up 95% of the currently deployed energy storage capacity worldwide. This will be the focus of the upcoming Grid-Scale Energy Storage Summit, taking place June 25 to 26 in Charlotte, N.C., U.S.

At this summit, individuals working in the hydro, wind, solar and battery market sectors will discuss how to collaborate to provide grid-scale energy storage.
The summit kicks off with a keynote presentation from Timothy Unruh, assistant secretary for renewable power at the U.S. Department of Energy’s Office of Energy Efficiency and Renewable Energy. This is followed by a roundtable discussion among representatives of various market sectors on changes in the electric power industry, the case for grid-scale storage, gaps created by the deregulated market structure, and more.
Other sessions will cover policies and regulations, technologies and case studies of projects that combine hydro with wind and/or solar, and the business case for grid-scale energy storage.
Click here for the most up to date list of speakers, and check back regularly as more industry experts are added to the lineup.
The summit is presented by Hydro Review and Renewable Energy World magazines.

Big Battery Boom Hits Another Roadblock: Fire-Fearing Cities

Big Battery Boom Hits Another Roadblock: Fire-Fearing Cities

battery
The new era of big batteries has already drawn scrutiny after fiery electric-car crashes across America and Europe. Now, U.S. city planners are worried about the same risk of hard-to-control blazes as these power-storage units make their way into basements and onto rooftops.
“You can have these things go on fire, and then hours or days later, they can reignite,” presenting a new challenge for first responders, said Paul Rogers, who led New York City’s effort to establish battery safety standards until he retired as a lieutenant with the fire department earlier this year. Firefighters — “if they act inappropriately — they could get killed,” he said.
Improvements in energy storage are revolutionizing how and when electricity is used. Batteries now fuel everything from handheld devices such as smartphones to the electric cars proliferating around the world. In the latest trend, racks of batteries stacked up to the size of studio apartments are being installed in urban spaces like office buildings and shopping malls. The units allow buyers to tap into lower cost and renewable energy and supply backup power during widespread outages.
But the same chemistry that makes lithium-ion batteries so effective also poses a hazard. While fires are rare, an overheating unit can ignite. And while water can put out a battery blaze, it takes a lot more of it than usual. A few high-profile fires involving everything from mobile phones and laptops to electric cars and even jumbo jets has some city officials calling for more caution and clearer standards before storage units end up in buildings.

An effort by New York to review the safety of these battery systems has already limited their deployment, according to the research group Electric Power Research Institute. At this point, not a single lithium-ion battery system has been installed inside a building there, though there have been four approved for outdoor spaces, New York utility Consolidated Edison Inc. said.
For its part, New York’s fire department says it isn’t deliberately slowing installations. The agency just wants to ensure “these installations meet appropriate safety standards,” said Ronald Spadafora, the department’s chief of fire prevention.
The way Rogers puts it: “A lot of code officials, they don’t know what to do with” the lithium-ion batteries.
More Batteries
Lithium-ion batteries have gotten a lot cheaper — dropping almost 80 percent since 2010 — as demand increased for electric cars. That’s increased the appeal for utilities to integrate batteries that can store the intermittent energy produced by wind and solar farms. Commercial building owners can deploy batteries to buy energy when it’s cheap, and then use it to power air conditioners and lights during hot summer days when electricity prices surge.
California, New York and Massachusetts have set targets to increase the amount of storage on their grids, and New York City wants to have 100 megawatt-hours deployed by 2020 — enough to power anywhere from 25,000 to 80,000 homes for an hour, based on wide-ranging estimates of residential electricity use.
As rare as battery fires are, periodic blazes in e-cigarettes, laptops and even battery packs on one of the most sophisticated jetliners in the world, the Boeing Co. 787, have led to government restrictions and frightening headlines. In 2012, an energy storage system made up of lead-acid batteries caught fire next to a wind farm in Hawaii.
The U.S. National Transportation Safety Board has opened investigations into two recent fires involving Tesla Inc. cars, along with an earlier blaze last year. And the agency charged with setting vehicle safety standards, the National Highway Traffic Safety Administration, said it was gathering information on a recent episode in Fort Lauderdale, Florida. Swiss police are examining a fatal Tesla crash last week that triggered a fire.
More Research
Incidents like these have some government officials urging more research into the risks of having even bigger batteries in buildings. A unit can be as small as a school locker and as big as a standard 8-foot-by-20-foot shipping container (roughly 2-meters-by-6-meters).
“The installation of lithium-ion and other new energy storage technologies offer exciting opportunities, but also present significant safety concerns,” Spadafora said. “Installations at scale necessary to power buildings and building systems potentially present very serious fire and life-safety hazards.”
In San Francisco, the fire department says lithium-ion batteries in buildings with capacities larger than 20 kilowatt-hours must comply with city and California fire codes for stationary battery systems. Rules include placing the batteries in separate rooms with automatic sprinklers, ventilation and smoke detection systems.
New York has been more cautious in greenlighting installations, partly because America’s largest city is so densely urban. The fire department said it has taken time to develop its own guidelines to allow for researchers to conduct tests that would help determine the appropriate safety measures.
Developing Standards
“A lot of municipalities are waiting to hear what New York is doing,” Rogers said.
Last month, the New York City fire and building departments, City University of New York, New York State Energy Research and Development Authority and utility Con Edison published a guide for permitting and connecting outdoor lithium-ion systems.
“What we are trying to do is bring this to scale,” said Tria Case, director of sustainability at the City University of New York who is responsible for facilitating the development of the energy-storage guidelines. “There is a need to develop standards so each project doesn’t have to be on a case-by-case analysis.”
New York City should have a guide for installing indoor storage systems in buildings by year’s end, Case said. That should help reduce deployment times and cut down on costs for systems.
“We’re excited about the role battery storage can play, both in small scale and large scale, but we have to balance that with the safety concerns with first responders,” said Susanne DesRoches, deputy director for energy & infrastructure for the New York City mayor’s office.
So far, the effort to develop consistent regulations hasn’t created any bottlenecks in installations, according to Kelly Speakes-Backman, chief executive officer of the Energy Storage Association, a Washington-based industry group that has been working with the city.
“Of course, safety is our first concern,” Speakes-Backman said during an interview at an industry conference in Boston last month. “We are participating in the working groups to help make sure these standards are safe and reasonable.”
©2018 Bloomberg News
Lead image credit: CC0 Creative Commons | Pixabay

New Fast-charging EV Infrastructure Will Lessen Grid Strain with Batteries

New Fast-charging EV Infrastructure Will Lessen Grid Strain with Batteries

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Nidec Industrial Solutions' Ultra-fast charging station will ease the strain on the grid.
Credit: Nidec Industrial Solutions
Accelerating the roll-out of EV charging infrastructure is widely seen as a key step towards furthering the widespread advent of electric transportation but isn’t without challenges. To address some of these challenges, Nidec Industrial Solutions, has unveiled a battery-based, ultra-fast charger (UFC) for electric vehicles (EVs).
The company claims that the innovative technology not only delivers simplified, high-speed charging for EVs but brings important advantages to electricity grids as the push for clean transportation intensifies.
Matteo Rizzi, Director of Global Sales & Marketing, Renewables at Nidec explained that “the charger is based around power electronics know-how and proven battery energy storage integration systems.”
The company is a leader in the battery energy storage systems (BESS) sphere, with over 500 MWh of installations throughout the world.
“We’ve been very careful to design a solution...for electricity grids,” he said, adding that as more EVs come to market, they “will bring new challenges and demands to supply grids, including new sources of varying demand, which is hard to plan for. Our battery solution creates a buffer between charger and the grid to avoid these problems.”
Working as a ‘buffer’ between grid and point of charger, Rizzi explained that the system acts as a more stable consumer of energy. He said the company created the UFC with renewable energy in mind.

 “We’ve developed this solution in order to provide an effective EV charging solution, which places the minimum amount of additional pressures on the grid as possible. This is only possible by sourcing power from batteries, instead of just from the grid directly.”
The buffering technology comes form incorporating a lithium-ion battery pack of around 160 kWh, and power controls, into the charger.
“With an energy requirement of 50 kW, our technology is able to rapidly supply 320 kW to 350 kW of power output to an EV. This equals delivery of power six to seven times greater than that sourced from the grid.”
What’s more — at such high power, DC charging is rapid.
“It can enable recharging very quickly — 15 minutes charging will guarantee 500 km EV autonomy,” he said. The calculation, Rizzi noted, is based about modelling of ‘premium, next-generation’ EVs charged to 80 percent capacity.
“The technology can supply either 320 kW at 800 volts to one EV, or supply 160 kW to two EVs in parallel at either 400 volt (covering current base case EVs), or 800 volts (covering next generation EVs).”
 Uniting the advantages of BESS and EVs is a no-brainer according to Rizzi, and brings further opportunities.
“It makes it possible to source power from grid when the price is low — a very convenient feature; and opens the door to Vehicle-to-Grid charging
because the system is bidirectional.”Additionally, storage capacity enables the chargers to utilize renewably generated energy as source for input power to EVs, with chargers potentially fed by wind and solar PV.
Prototyped and successfully demonstrated in Milan, Nidec are optimistic for rollout: “We’re dealing with different opportunities, and we hope to see initial deployments within the end of the year working with IPPs, O&G giants and first tier car manufacturers.”  
More broadly, Nidec is positioning the UFC as first step within its EV charger roadmap, which aims for 2019 deployment of a low-voltage charging station, which could enable recharging of 12 EVs in one hour and up to 80 EVs in a day, and a medium-voltage charging station with possibility to recharge up to 135 EVs in one hour.

Here's What It Takes to Be a Leader in the US Offshore Wind Supply Chain

Here's What It Takes to Be a Leader in the US Offshore Wind Supply Chain

offshore wind
As states along the U.S. East Coast ramp up their mandates for offshore wind capacity, speculation remains about how the industry’s supply chain will take shape to meet the demand for turbines, boats, labor, specialized services, and more.
Virginia is taking the next step in growing the infrastructure necessary to fulfill that demand with the release of an RFP seeking an expert to develop a plan to strengthen the state’s existing assets.
Gov. Ralph Northam, in a statement yesterday announcing the RFP, said that Virginia should be the “prime location for the offshore wind industry, from the supply chain to the full build out of our offshore wind assets off the coast.”
Among Virginia’s existing infrastructure assets is the Port of Virginia, a group of port facilities that are based around the metropolitan area of Hampton Roads, Va.
According to the governor’s office, the Port of Virginia’s capabilities in unlimited air clearance surpasses other major ports and the region also has open shipping channels and navigational flexibility that make maritime congestion a low-level concern.
“This is the start of a 50-year industry that will stretch up and down the East Coast,” Virginia Secretary of Commerce and Trade Brian Ball said. “From a logistics standpoint, locating the offshore wind supply chain in Virginia just makes sense.”
The Plan to Expand
In a May 21 request for proposals (RFP), Virginia’s Department of Mines, Minerals and Energy is asking for expertise in developing a report that analyzes the state’s current maritime infrastructure and assets; identifies how to leverage Virginia’s advantages; and provides recommendations on alleviating barriers.
Responses to the RFP are due by June 22.

According to the RFP, the report will build on the 2015 Virginia Offshore Wind Port Readiness Evaluation, which identified specific advantages the state has for accommodating providers of wind turbines and towers, foundation substructures, submarine power cables and offshore substation platforms. The 2015 readiness evaluation said that the East Coast offshore wind industry is progressing at a pace that would necessitate the completion of port upgrades by the end of 2022.
According to the evaluation, the Portsmouth Marine Terminal, one of the Port of Virginia’s principal facilities, could qualify as a “super-port” with an investment of between $11 million and $25 million. A super-port would serve as a manufacturing cluster for three to four facilities and as a construction staging port.
That evaluation also identified two ports, located in New Jersey and Maryland, that could be potential competitors to Virginia for manufacturing activities. Two other ports, located in Massachusetts and Rhode Island, could compete for construction staging services.
Other goals of the new report are to create an electronic toolkit to help connect supply chain partners with local industry, and identify policy and business gaps that need to be overcome for local industry to grow.
Lead image: Port of Virginia’s Norfolk International Terminal. Credit: Missy Schmidt from Hampton Roads, Virginia [CC BY 2.0 | Wikimedia Commons

BOEM Extends Deadline for Comment on New York Bight Offshore Wind Areas

BOEM Extends Deadline for Comment on New York Bight Offshore Wind Areas

The U.S. Bureau of Ocean Energy Management (BOEM) is extending the comment period for information and nominations for offshore wind energy development in an area of shallow water between Long Island and the New Jersey coast called the New York Bight.
BOEM issued the call for information and nominations in April with a deadline of May 29. The deadline has been moved to July 30 in response to request from stakeholders, BOEM said.
The information that BOEM receives will help the agency determine interest from developers on acquiring commercial wind leases and whether leasing should be made available in the call area in the future.
According to an April 11 notice in the Federal Register, the call area has four sections, including Fairways North, Fairways South, Hudson North, and Hudson South. (See Figure.) The area has 222 whole Outer Continental Shelf blocks and 172 partial blocks, and comprises about 2,047 square nautical miles.
BOEM said it will work with affected states in the New York Bight to plan additional stakeholder engagement opportunities with key stakeholder groups, such as commercial and recreational fisheries and the maritime navigation community.

In Landmark Day, East Coast States Secure 1.2 GW of Offshore Wind for US

In Landmark Day, East Coast States Secure 1.2 GW of Offshore Wind for US

offshore wind
Massachusetts and Rhode Island today selected two offshore wind projects for development, securing a total of 1.2 GW of offshore generating capacity along the East Coast.
“With today’s landmark decisions, Massachusetts and Rhode Island are ready to pioneer large-scale offshore wind development that will light the way for our industry and nation,” Tom Kiernan, CEO of the American Wind Energy Association, said in a statement. “With world-class wind resources, infrastructure and offshore energy expertise, the U.S. is primed to scale up this industry and lead it. Becoming a world leader for offshore wind will open tremendous new opportunities for U.S. workers, factories, and ships throughout our coastal states.”
Vineyard Wind won a competitive bid in Massachusetts with a 800-MW offshore wind proposal that includes a generator lead line.
Massachusetts law requires the state’s electric distribution companies to obtain 1.6 GW of offshore wind energy by 2027. A request for proposals from the state called for long-term contracts for offshore wind generation and associated renewable energy credits totaling 400 MW, but bidders were able to submit proposals for up to about 800 MW. Bids were evaluated and selected by the state’s distribution companies and the Department of Energy Resources.
“Vineyard Wind is proud to be selected to lead the new Massachusetts offshore wind industry into the future,” Lars Thaaning Pedersen, CEO of Vineyard Wind, said.

Thaaning said Vineyard Wind is grateful for the time and commitment shown by many stakeholders, including Secretary of Energy and Environmental Affairs Matthew Beaton and Massachusetts Department of Energy Resources Commissioner Judith Judson.
“We look forward to working with the Commonwealth, the communities of the Cape, Islands, and South Coast, and all stakeholders in together fully realizing the enormous opportunity of offshore wind,” he said.
Vineyard Wind is a joint venture of Avangrid Renewables, a subsidiary of AVANGRID Inc., which is majority owned by Iberdrola S.A. and Copenhagen Infrastructure Partners.
Deepwater Wind was named the winning bidder in a competitive offshore wind procurement process between Rhode Island and Massachusetts. The company was selected to construct the 400-MW Revolution Wind project, which includes pairing the project with the Northfield Mountain pumped hydroelectric station operated by FirstLight Power Resources.
Deepwater Wind began commercial operations of the first U.S. offshore wind farm — Block Island — in December 2016. Deepwater in 2013 won two leases as part of the Bureau of Ocean Energy Management’s auction of the Rhode Island/Massachusetts wind energy area, which covers about 165,000 acres.
"Rhode Island pioneered American offshore wind energy, and it's only fitting that the Ocean State continues to be the vanguard of this growing industry," Deepwater Wind CEO Jeffrey Grybowski, said.
The Orsted and Eversource joint venture, Bay State Wind, was not selected in the Massachusetts competitive bidding process.
The global offshore wind leader said that that decision does not change its commitment to develop offshore wind in the U.S.
“We submitted what we considered a very competitive, but value-creating bid,” Martin Neubert, executive vice president and CEO of wind power at Orsted said. “While we’re of course disappointed by the outcome of the 83C solicitation, the U.S. remains a key market to us."
Neubert said the company sees the U.S. market as a “long-term growth opportunity.”
“Together with Eversource, we’ll continue progressing our Bay State Wind project towards the next solicitations in New England and New York,” he said. “Orsted will also continue to develop our utility scale Ocean Wind project in New Jersey, and we remain engaged with our partner Dominion Energy in bringing offshore wind to Virginia.”
Lead image credit: Deepwater Wind | Twitter

Why More Solar and Wind on the Grid Should Be Driving Today’s Investment Decisions

Why More Solar and Wind on the Grid Should Be Driving Today’s Investment Decisions

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Comparison of Installed Capacity Across Regions and Scenarios
Credit: LBNL.
A newly released Lawrence Berkeley National Laboratory (LBNL) report has found that when the share of electricity generated from wind and solar reaches 40-50 percent, wholesale power prices will decrease by US $5-$16/MWh.
The LBNL study also has implications for demand and supply-side investment decisions, electric vehicle infrastructure planning, and the design of energy efficiency and demand-side management response programs.
The report by scientists in the laboratory’s Electricity Markets and Policy Group reflects the first year’s qualitative findings of an ongoing three-year effort funded by the Strategic Priorities Impact Analysis section of the Department of Energy’s Energy Efficiency and Renewable Energy Office.
Related: Wind Power Grows While U.S. Electricity Prices Drop
“These high renewable futures might have pretty widespread implications for a lot of decisions, technologies, and policies that DOE is actively involved with,” said LBL Research Scientist Andrew Mills.
“We want to highlight those decisions and technologies that might be most affected and how that might impact R&D decisions or areas of policy focus.”
The study, Impacts of High Variable Renewable Energy Futures on Wholesale Electricity Prices, and on Electric-Sector Decision Making, found that increasing the share of wind and solar on the grid will also increase price volatility and alter the time of day when prices are cheap or dear.

Higher wind and solar penetration can cause price variations to increase, in some cases up to six-fold.
Effects on Power Demand Dynamics
Researchers Joachim Seel, Andrew Mills, and Ryan Wiser determined that the amount of variable renewables on the grid increased the frequency of periods when wholesale power prices were below $5/MWh, or in effect, near zero. The variable renewable penetration rate affected the shape of the residual load curve — the portion of load not met by a combination of wind and solar.
“Wind and solar have different economic characteristics than traditional coal and natural gas plants,” said Dr. Seel, a Scientific Engineering Associate at the laboratory.
“So they can change the dynamics of when electricity supply is cheap or abundant in energy markets and when energy is scarce and more expensive.”
The study compared future renewables scenarios of high solar (30 percent solar, at least 10 percent wind), high wind (30 percent wind, at least 10 percent solar) and a balanced case (20 percent solar, 20 percent wind).
 
 Comparison of Installed Capacity Across Regions and Scenarios. Credit: LBNL.
When the rate of solar penetration is high, solar supplies a large proportion of a grid’s power in the afternoon. Solar generation can then generally satisfy the afternoon air conditioning load.
The grid’s unmet peak demand would then tend to occur in the evening hours when people come home from work and turn on lights and appliances.
High Wind = More Electric Water Heaters
Both high rates of wind and high rates of solar on the grid were found to produce more price volatility. Thus, in one high wind scenario studied, morning wholesale power prices in the spring as seen by the California System Independent Operator varied from $0 to $50/MWh.
By contrast, in a high solar penetration scenario simulated for the Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) power grid, which has limited interconnection capacity to neighboring regions, ERCOT would have near-zero power prices more often than any other region studied.
In general, in high wind penetration cases when power supplies tend to fluctuate irregularly, the study found benefits accrue from investing in electric water heaters to replace gas-fired water heaters. Electric heaters can more easily be cycled on and off as part of a strategic load management programs.
Related: Water Heaters as Energy Storage a Significant Potential Grid Resource, Brattle Group Says
High Solar = More Energy Efficiency Investments and LED Street Lights
By contrast, in a high solar case when power prices peak at night, energy efficiency investments designed to reduce lighting demand, such as the installation of LED street lighting, would be more cost-effective than those that reduced afternoon loads.
Prices for reserve power to make up for short-term power shortfalls were found to be higher when wind and solar provided a higher proportion of the grid’s energy. Higher rates of renewables would lead electricity suppliers to prefer nimbler generation assets that could more quickly ramp up or down in respond to load fluctuations, such as fast response batteries and gas generation.
Electric Vehicle Charging Infrastructure in Commercial Locations or at Home?
The report also examines the effects of the altered price patterns induced by higher rates of variable renewable generation on decisions regarding electric vehicle charging infrastructure.
In a high solar penetration case when plenty of power could be available for afternoon vehicle charging, it would make sense to provide more charging infrastructure in commercial locations, such as shopping centers and office complexes.
With an abundance of wind on the grid, however, planners might want to invest in increasing residential charging facilities so more people would charge their vehicles at night.
“How are a variety of demand-side and supply-side decisions in the electricity sector affected by more wind and solar? That was the basic question that our study asked. As it’s a three-year study, in the first year we just characterized those changing electricity prices that will serve as the foundation for our future analysis.”
Whereas the study’s first year “highlighted on a qualitative basis how those decisions might change in future years,” Dr. Seel said, “next year and in the year after we want to look quantitatively at how those decisions might change.”

Report: Renewables, Energy Efficiency in New England Will Replace the Need for Gas Pipelines

Report: Renewables, Energy Efficiency in New England Will Replace the Need for Gas Pipelines

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Solar panel
Credit: Pixabay
A report that examines statements about rolling blackouts made by regional grid operator ISO-New England, shows that sustained growth of renewables, and not more gas, will boost reliability of New England’s electric power system.
It’s a familiar story to the renewables sector, but wasn’t the conclusion initially put forward by ISO-New England, which instead claimed the region was on track for problems towards mid-2020s with its security of electricity supply and would likely face rolling blackouts in the event of winter cold-snaps.
REW spoke with Dave Ismay of the Conservation Law Foundation (CLF) to understand the situation and the forecast for New England renewables growth into the 2020s.
Ismay pointed out that some context is worthwhile. Considering a growing reliance on natural gas for electricity generation, regional stakeholders have been discussing potential fuel problems for some years, he explained.
“ISO-New England came out some time ago as supporting new gas pipeline infrastructure as a solution to fuel security before any quantitive work.”
Flash forward to January 2018, and ISO-New England published its first report on the matter, Operational Fuel-Security Analysis.
“As a rule, with its analyses, ISO typically allows the New England Power Pool, the regional power stakeholders, to participate. Oddly, we weren’t involved at all.”

To the surprise of sector stakeholders, the report, and ISO’s commentary on it, painted a picture of an unreliable grid. But scrutiny of the report revealed peculiarities.
“The owner of one of our two LNG facilities noticed ISO capped the system at one billion cubic feet per day, whereas the system can flow double that.”
Ismay also noted that for non-electricity thermal gas demand, ISO simply assumed forecasts of gas companies at face value, and projected huge consumption increases. The massive overestimation contributed to a worst-case assumption that cold winters would see regional gas depletion.
ISO-New England also underestimated energy efficiency measures going toward 2024-25.
“A broad stakeholder group believes ISO essentially got the baseline ‘reference case’ scenario wrong; correct it to what we call a Business-As-Usual (BAU) scenario, the problem vanishes.”
Other “basic work” was neglected, too — there was no energy supply risk analysis or probabilities calculated.
“To ignore that kind of basic work is concerning,” said Ismay.
Cautious of speculation, Ismay suggested that a priori assumptions — about the need for new gas pipelines — perhaps contributed to ISO’s conclusions.  
“They sent the message of a crisis that only gas can solve. It’s just not accurate; actually, more gas creates more problems. We become more dependent and forego diversity and resilience.”
BAU scenario incorporates assumptions that the states will continue along trends of successful renewables programs and achieve legislatively mandated clean imports — factors that ISO neglected to varying extents.

“The problem literally drops to zero on all axis of the analysis.” - Dave Ismay, Conservation Law Foundation

“It’s crying ‘the sky is falling’ to claim that in 19 of 23 scenarios we will have rolling blackouts, because zero of those scenarios were very likely. The corrected BAU baseline demonstrates that clearly.”
For instance, Massachusetts State legislature passed the Energy and Diversity Act of 2016 requiring clean wind and hydro imports from Canada, and 1,600 MW of offshore wind off the Massachusetts coast under contract by 2027. In all, New England is anticipating 500 MW in new wind capacity (400 MW offshore and 100 MW onshore) over the next seven years.
“When those resources are input into ISO’s model, they diversify the energy mix in a way that Europeans are already demonstrating: renewable diversity, both in space and of type, is incredibly reliable.”
The re-interpretation of ISO’s study isn’t alone in its conclusions. Ismay described a Massachusetts Attorney General commissioned study from November 2015, that concluded “there’s no reliability problem though 2030 so long as we continue to pursue our national leading energy efficiency and renewable programs.”
So what does this experience teach us?
For one: new pipe infrastructure is a hammer to swat a fly, as Ismay put it.
“It would be very expensive and harm our ability to meet climate goals,” said Ismay, highlighting the additional problem of creating stranded assets given legal obligations to shutter fossil fuel burning plants.
“All things being equal, the reliability of the grid decreases as our reliance on gas-fired power plants increases.”
Ismay concluded: “This is a good reminder of the value of diversity in generation sources and the value it brings to customers and the grid beyond the climate. We have our lowest priced electricity markets ever; a new boost to economy; and a clean, reliable grid. That’s a lot of value from renewables in places that advocates often fail to mention.”

Keine Angst vor der Datenschutzgrundverordnung – Datenschutz als Wettbewerbsvorteil

Keine Angst vor der Datenschutzgrundverordnung – Datenschutz als Wettbewerbsvorteil

Foto: Stefanie Luberichs / http://stefanieluberichs.de/wordpress/

Die Anforderungen des neuen Datenschutzrechts sind weniger schlimm, als von vielen befürchtet. Wirklich neu ist, dass das Thema Datenschutz endlich von einer breiten Öffentlichkeit wahrgenommen wird – auch von jenseits des Atlantiks. Und wirklich gut ist, dass Datenschutz ein Wettbewerbsvorteil werden kann. Dies ist ein Verdienst der EU.
Ausgangslage
Die Datenschutzgrundverordnung (DSGVO) droht hohe Bußgelder für den Fall an, dass Vorschriften zum Datenschutz nicht eingehalten werden. Wirklich neu hingegen sind für die „allgemeine Praxis“ nur einige machbare „formale“ Anforderungen zur Steigerung der Transparenz bei der Datenverarbeitung und zur Gewährleistung der Datensicherheit.
Materiellrechtlich hat sich aber gar nicht so viel geändert:
Die Verarbeitung personenbezogener Daten ist auch weiterhin immer dann zulässig, wenn die davon Betroffenen eingewilligt haben oder sie gesetzlich erlaubt ist.
Und das war sie auch schon, die zentrale „Zauberformel“ des Datenschutzrechts.
Formales
Wer personenbezogene Daten erhebt, sollte fortan darüber in der gebotenen Weise informieren.
Dazu gehört, über den Zweck und den Umfang der Datenverarbeitung aufzuklären und über die Rechte der davon Betroffenen. Dies geschieht im Rahmen wirtschaftlicher Tätigkeiten vielfach bereits sehr schön auf den Internetpräsenzen der Unternehmen. Es wird dabei ein manches Mal missverständlich als „Datenschutzerklärung“ bezeichnet und kommt etwas überdimensioniert daher. „Datenschutz-Information“ träfe es genauer. Und mehr als gesetzlich gefordert, muss auch nicht drinstehen.
Müssen weitere Maßnahmen durchgeführt werden? Das hängt davon von ab.
Allgemein gesprochen steigen die Anforderungen, je mehr Menschen in einem Unternehmen mit der Datenverarbeitung beschäftigt sind, je mehr Daten verarbeitet werden, je sensibler die Daten sind und je grösser die damit verbundenen Gefahren für die Betroffenen. Dann muss etwa eine Datenschutzbeauftragte her, eine Verzeichnis der Verarbeitungstätigkeiten angefertigt oder eine Abschätzung der Folgen der Datenverarbeitung. Auch die Anforderungen an die Datensicherheit steigen dann. Und hier und da ergeben sich auch noch weitere Dinge zu tun.
„Datenschutz-Anarchie“
Das eigentliche Dilemma des Datenschutzrechts sind die widerstreitende Interessen:
Da ist zum einen das Recht des Einzelnen, selbst über die Verwendung seiner Daten zu bestimmen (Recht auf informationelle Selbstbestimmung). Es ist im Grundgesetz als Teil des allgemeinen Persönlichkeitsrechts angelegt (vgl. Art. 1 Abs. 1, 2 Abs. 1 GG) und vom Bundesverfassungsgericht im Volkszählungsurteil zu einem Datenschutz-Grundrecht erhoben worden.
Und da sind zum anderen die Interessen der staatlichen und wirtschaftlichen Protagonisten, personenbezogene Daten zu verwalten und zu verwerten. Auch diese Interessen sind Ausdruck unserer grundgesetzlichen Ordnung (Ordnungsaufgabe des Staates beziehungsweise allgemeine Handlungsfreiheit, Berufs-, Gewerbe- und Unternehmensfreiheit) und des wirtschaftlichen „Ordre Public“, nämlich dem Dogma des Wirtschaftswachstums, das u.a. ausdrücklicher Teil des europäischen Verfassungsrechts ist (vgl. Art. 3 Abs. 3 EUV).
Deshalb werden einige nicht müde zu propagieren: „Daten sind die Rohstoffe des 21. Jahrhunderts“.
Dem Ausgleich dieser Interessen hat sich die DSGVO gleich in seinem ersten Artikel ausdrücklich verschrieben. Doch kommt dann gleich im zweiten Satz auch das ganze Dilemma unauflöslich zum Vorschein:
„Die Verordnung enthält Vorschriften zum Schutz personenbezogener Daten und zum Schutz des freien Verkehrs solcher Daten. Der freie Verkehr solcher Daten darf aus Gründen des Persönlichkeitsschutzes nicht eingeschränkt werden.“
Und dieses Dilemma zieht sich durch die ganze Verordnung:
Stets steht der Schutzvorschrift die Ausnahmevorschrift gegenüber. Die DSGVO ist geprägt von einem Regel Ausnahme-Verhältnis beziehungsweise von einem Regel-Ausnahme-Gegenausnahme-Verhältnis und so weiter.
Zudem enthält die Verordnung „Spielräume“ für nationalstaatliche Regelungen. Dies führt zu „Ko-Regulierungen“ durch den EU-Gesetzgeber und nationalen Gesetzgebern in 28 EU-Staaten. Der bundesdeutsche Gesetzgeber etwa, hat diese Möglichkeiten im neuen Bundesdatenschutzgesetz genutzt. Vor allem dazu, um den Persönlichkeitsrechtsschutz einzuschränken. Daneben gibt es in Deutschland datenschutzrechtliche Regelungen in einer unübersichtlichen Vielzahl von speziellen Gesetzen.
Diese Situation macht das Rechtsgebiet insgesamt unübersichtlich und führt doch eher zu einer Rechtsunsicherheit statt zu einer Rechtsvereinheitlichung.
In der Praxis herrscht zudem eine „Datenschutz-Anarchie“:
Wir alle kennen die Beispiele aus der „großen Welt“ der sozialen Medien, wo Datenschutz faktisch nicht besteht und systematisch missachtet wird. Aber auch jeder von uns erhebt und verarbeitet tagtäglich massenhaft rechtwidrig Daten. Jedes mit einem Smartphone aufgenommene Foto einer Person ist rechtswidrig, solange nicht die Person einwilligt. Wer etwa WhatsApp nutzt, erlaubt dem Dienst, alle Kontaktdaten seines Smartphones auszulesen, was ebenfalls nur erlaubt wäre, wenn alle Kontakte vorher zugestimmt hätten.
Und es ist unklar, ob und inwieweit den Aufsichtsbehörden die Mittel zur Verfügung gestellt werden, ihrer Aufsichtsaufgabe überhaupt nachkommen zu können. Wie sollen denn all die Millionen von Menschen und Unternehmen kontrolliert werden, ob sie alle rechtskonform mit Daten umgehen?
Prozess des Ausgleichs
Wir werden also davon ausgehen müssen, dass sich das neue Datenschutzrecht erst in einem längerern Prozess des Interessenausgleichs inhaltlich ausformen wird. Dazu wird auch die Justiz einen wesentlichen Teil beitragen. Nach dem Motto: Die Praxis wird es zeigen.
An dieser Praxis können wir uns alle beteiligen. Diese Praxis sollte nicht als Problem gesehen werden. Datenschutz ist vielmehr eine Herausforderung. Ein wichtiges gesellschaftliches und politisches Thema.
Es besteht zudem die Chance, in dem nun kommenden Prozess den Datenschutz auch zu einem wirtschaftlichen Wettbewerbsvorteil auszuformen.
— Der Autor Torsten Mahncke ist Rechtsanwalt in der Kanzlei Grothmann Geiser RAe PartG mbB, Büro Berlin und arbeitet dort in allen Bereichen des Zivilrechts, mit den Schwerpunkten Datenschutzrecht, Urheberrecht, Persönlichkeitsrecht und gewerblicher Rechtsschutz. https://www.grothmanngeiser.de/

Sonnen sichert sich neue Finanzierung über 60 Millionen Euro

Sonnen sichert sich neue Finanzierung über 60 Millionen Euro


Sonnen hat sich von Investoren in einer neuen Finanzierungsrunde insgesamt 60 Millionen Euro an frischem Kapital gesichert. Die Investorengruppe wird angeführt von Shell Ventures, das als neuer Investor nun bei dem Unternehmen aktiv ist, wie es am Mittwoch hieß. Zudem hätten auch alle bestehenden Investoren die neue Finanzierungsrunde unterstützt. Mit den 60 Millionen Euro will Sonnen nach eigenen Angaben seine Wachstumspläne in Märkten wie den USA und Australien fortsetzen.
Mit Shell Ventures, der Erneuerbaren-Sparte des britisch-niederländischen Ölkonzerns, sei zugleich eine Vereinbarung über eine strategische Kooperation unterzeichnet worden. Dabei gehe es darum, Synergien zwischen den beiden Unternehmen zu heben. Es sei geplant, die Ladelösung für Elektrofahrzeuge von Shell in Sonnens virtuelles Kraftwerk einzubinden, sagte Vertriebsgeschäftsführer Philipp Schröder im Gespräch mit pv magazine. Sonnen hatte unlängst selbst eine Ladelösung für Elektrofahrzeuge auf den Markt gebracht. Das virtuelle Kraftwerk sei aber bewusst offen für Lösungen anderer Hersteller konzipiert worden, so Schröder weiter.
Als zweiten wichtigen Punkt der Zusammenarbeit mit Shell Venture nannte er dessen weltweite Verankerung. So wolle Sonnen die Kooperation nutzen, seinen Marktanteil in den Märkten zu vergrößern, in denen es bereits aktiv sei. Also etwa die USA und Australien, wo das Unternehmen im vergangenen Jahr auch mit seiner Sonnen-Community startete.
Die genaue Verteilung der 60 Millionen Euro auf die Investoren wollte Sonnen nicht veröffentlichen, bestätigte jedoch, dass Shell Ventures den größten Beitrag gegeben hätte. Zugleich sei es jedoch auch ein wichtiges Signal, dass auch alle bestehenden Investoren mitgezogen hätten, so Schröder weiter. Dies sind unter anderem GE Ventures, Envision und E-Capital.
Neben der Sonnen-Community startete das Allgäuer Unternehmen unlängst auch Pilotprojekte mit Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern. Dabei geht es darum, mit einem Pool von vernetzten Photovoltaik-Heimspeicher Netzdienstleistungen zu erbringen. Gerade diesen Bereich des virtuellen Kraftwerks und seine Sonnen-Community will sich das Unternehmen weiter voranbringen. In den vergangenen Jahren hat Sonnen in mehreren Finanzierungsrunden insgesamt rund 180 Millionen Euro bei Investoren eingesammelt.

EU legt Aktionsplan für Batterie-Industrie vor

EU legt Aktionsplan für Batterie-Industrie vor


Sicher, vernetzt und umweltfreundlich – so soll nachhaltige Mobilität für Europa gestaltet werden, wie aus einer aktuellen Mitteilung der EU-Kommission hervorgeht. Vor diesem Hintergrund setzt sich die EU-Kommission dafür ein, dass Europas Industrie Batteriezellen – das teuerste Element von Elektrofahrzeugen – in ausreichender Menge herstellen kann. Nach Gründung einer „EU-Batterien-Allianz“ im Oktober hat die Kommission nun einen Aktionsplan vorgelegt.
„Eine wettbewerbsfähige und nachhaltige Batterieindustrie zu schaffen, ist für Europa eine gewaltige und dringende Herausforderung, die rasches Handeln im globalen Wettbewerb erfordert“, heißt es in dem Papier. Laut Prognosen könne der Batteriemarkt in Europa ab 2025 bis zu 250 Milliarden Euro schwer sein. Allein um diesen Bedarf zu decken, würde die EU zehn bis zwanzig Giga-Firmen benötigen – eine industrielle Herausforderung, die aus Sicht der EU-Kommission nicht unkoordiniert angegangen werden kann: „Die Kommission fördert eine grenzübergreifende und integrierte Herangehensweise der EU, die die gesamte Wertschöpfungskette des Ökosystems für Batterien erfasst, den Schwerpunkt auf Nachhaltigkeit legt, mit der Gewinnung und Verarbeitung von Rohstoffen beginnt und über die Phase der Konzeption und Fertigung von Batteriezellen und Batteriepaketen bis zu deren Nutzung, Zweitnutzung, Verwertung und Entsorgung im Rahmen einer Kreislaufwirtschaft reicht.“
Wie aus dem Papier hervorgeht, setzt der Aktionsplan vor allem auf folgende Punkte: auf einen besseren Zugang zu Rohstoffen, auf eine Unterstützung der Produktion europäischer Batteriezellen in großem Umfang, auf den Ausbau der Führungsrolle der Industrie mittels verstärkter Förderung von Forschung und Innovation, auf Aufbau und Stärkung eines hochqualifizierten Arbeitskräftebestands für alle Teile der Batteriewertschöpfungskette sowie auf die Unterstützung der Nachhaltigkeit der Batteriezellenherstellungsindustrie. Für alle Bereiche sieht der Aktionsplan einen Katalog von Schlüsselmaßnahmen vor.
Die Kommission will im Rahmen der Europäischen Batterie-Allianz weiter eng mit den interessierten Mitgliedstaaten und der Industrie zusammenarbeiten. Damit will sie die Dynamik des Aktionsplans aufrechterhalten und sicherstellen, dass die Maßnahmen fristgerecht umgesetzt werden und greifbare Ergebnisse zeitigen. 2019 soll es einen Bericht über den Stand der Umsetzung dieses strategischen Aktionsplans geben.
Das Frankfurter Unternehmen Terra E begrüßt den Aktionsplan der Europäischen Kommission für die Batterieproduktion in Europa. „Es ist erfreulich, dass die EU Kommission erkannt hat, wie wichtig ein funktionierendes, innovatives und nachhaltiges Öko-System zur Fertigung von Batteriezellen in Europa ist, und dass seitens der EU-Kommission die politischen und finanziellen Rahmenbedingungen für eine erfolgreiche Umsetzung geschaffen werden“, sagt CEO Holger Gritzka zur Initiative der EU-Kommission. Terra E ist Mitglied der Batterie-Allianz und koordiniert eigenen Angaben zufolge ein Konsortium aus 19 europäischen Firmen und Instituten mit dem Ziel, Batteriezellen in Groß-Serienfertigung in Europa herzustellen.

SMA: Ein Wechselrichter, mehrere Batterien

SMA: Ein Wechselrichter, mehrere Batterien


Der Batterie-Wechselrichter Sunny Boy Storage 3.7/5.0/6.0 von SMA ermöglicht erstmals den Anschluss von bis zu drei Hochvoltbatterien. Das teilte das Photovoltaik: Unternehmen jetzt mit. Bei steigendem Strombedarf beispielsweise für ein Elektrofahrzeug oder eine Wärmepumpe lasse sich das Speichersystem dank des Multistring-Batterie-Wechselrichters so jederzeit um eine weitere Hochvoltbatterie erweitern. Die drei Anschlussmöglichkeiten sind laut SMA für Hochvoltbatterien unterschiedlicher Hersteller geeignet und können beim Einsatz von größeren Batterien auch parallel geschaltet werden. So könnten Anlagenbetreibern den Eigenverbrauch ihres Photovoltaik-Stroms weiter steigern.
Wie SMA weiter mitteilt, verfügt der große Sunny Boy Storage zudem über die integrierte Notstromversorgung Secure Power Supply. Einzelne Verbraucher könnten damit auch bei Ausfall des öffentlichen Stromnetzes manuell weiter mit Solarstrom versorgt werden. Mit einer optional integrierbaren Ersatzstrom-Funktion sei es möglich, beim Ausfall des öffentlichen Netzes den gesamten Haushalt automatisch weiter mit sauberem Solarstrom zu versorgen.

Kabinett schiebt Entschädigungen für RWE und Vattenfall an

Kabinett schiebt Entschädigungen für RWE und Vattenfall an


Das Bundeskabinett hat am Mittwoch die Novelle des Atomgesetzes beschlossen und damit Entschädigungen für die Konzerne RWE und Vattenfall wegen des 2011 beschlossenen Atomausstiegs auf den Weg gebracht. Grund für die Novelle ist ein Urteil des Bundesverfassungsgerichts aus dem Dezember 2016, wonach RWE und Vattenfall eine Entschädigung für schon getätigte Investitionen in ihre Atomkraftwerke und verfallene Strom-Produktionsrechte zusteht. Wie das Bundesumweltministerium mitteilt, werden durch Einfügung der Paragrafen 7e bis g die Anspruchsgrundlagen und das Verwaltungsverfahren für einen angemessenen finanziellen Ausgleich geregelt. Die genaue Summe kann jedoch erst 2023 errechnet werden, wenn die tatsächlich nicht produzierte Strommenge und damit die entgangenen Gewinne für RWE und Vattenfall konkret feststehen. „Aus heutiger Sicht erscheint ein Betrag im oberen dreistelligen Millionenbereich plausibel“, heißt es in dem Gesetzentwurf. Bei den anderen beiden AKW-Betreibern ist die Situation anders: EnBW hatte nicht vor dem Bundesverfassungsgericht geklagt, und Eon soll Reststrommengen bis zum endgültigen Atomausstieg auf andere Atomkraftwerke verteilen können.
Der Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland (BUND) kritisiert, dass der vom Bundeskabinett beschlossene Entwurf für das neue Atomgesetz keine Beschleunigung des Atomausstiegs in Deutschland bringt. Konkret fordert der BUND, im Gesetz das Verbot weiterer Strommengenübertragungen zu verankern. Dies würde dazu führen, dass die Atomkraftwerke etwa 1,5 Jahre früher vom Netz müssten und 300 Tonnen hochradioaktiver Atommüll eingespart würden. In jedem Fall ausgeschlossen werden müssen laut BUND weitere Strommengenübertragungen auf die AKW Brokdorf und Emsland, die in den sogenannten Netzausbaugebieten liegen.
Auch der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) appelliert an die Bundesregierung, keine Übertragung von Strommengen auf Atomkraftwerke im Netzausbaugebiet zu ermöglichen. Atomkraftwerke seien als Risikotechnologie nicht nur eine fortwährende Gefahr für die Bevölkerung und produzierten große Mengen hochradioaktiven Abfalls, sie blockierten aufgrund ihrer unflexiblen Betriebsweise auch die Energiewende. So erhöhe zum Beispiel der Weiterbetrieb der Atomkraftwerke in Brokdorf und Emsland die Redispatch-Kosten und verschärfe im Falle des Kraftwerkes Brokdorf die Engpasssituation im Netzausbaugebiet.