Energie Terug naar discussie overzicht

Diverse energie items

1. voda 6 oktober 2013 15:08

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93317

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.159

   New Power-to-Gas Plant Inaugurated in Germany
   
   10/01/2013 | Sonal Patel
   
   A new 2-MW power-to-gas (P2G) plant inaugurated by Germany’s E.ON in late August will convert excess wind energy into synthetic natural gas that can then be fed into the regional gas grid, where it can be used to produce heat and power.
   
   The plant in Falkenhagen, Germany, essentially uses hydrogen-electrolysis with methanization. That involves splitting water using surplus renewable energy to create hydrogen and oxygen. A chemical reaction of hydrogen with carbon dioxide generates methane—or synthetic natural gas. The Falkenhagen facility produces 360 cubic meters of hydrogen per hour, and over a 24-hour period, the facility will store about 30 MWh of energy (Figure 4).
   
   4. A new power-to-gas shift. E.ON and partner Swissgas in August inaugurated a new 2-MW power-to-gas plant in Falkenhagen, Germany to convert excess wind energy into synthetic gas that can be stored in the regional gas grid. Courtesy: E.ON
   
   
   Canadian firm Hydrogenics Corp. provided the plant to E.ON as a turnkey project, including supply, installation, connection, and commissioning of the hydrogen production facility, consisting of gas compression, master controls, as well as a five-year service and maintenance agreement. The developer of hydrogen generation and fuel cell products is now working on a second P2G plant for E.ON in the city of Hamburg. That much-watched facility will contain the world’s single largest megawatt-scale proton exchange membrane (PEM) stack—a type of fuel cell that produces the most power for a given weight or volume of fuel cell. PEM fuel cells also have a high power density and cold-start capability. “These projects serve as a platform for upcoming Power-to-Gas facilities not only in Europe but around the world,” said Daryl Wilson, CEO of Hydrogenics in a statement.
   
   For Germany, which is transitioning to a renewable future, the inauguration of the E.ON plant is of particular significance because it provides much-needed storage capacity to balance fluctuations in solar and wind power generation. It is also well-suited to the country’s infrastructure. Germany reportedly has a natural gas storage reservoir equivalent to more than 200 TWh.
   
   The fledgling P2G energy storage technology, which is still relatively expensive, is strongly being promoted by Germany’s federal power and gas agency, the Bundesnetzagentur. “One of the biggest challenges of transforming Germany’s energy system is finding ways to integrate the increasing share of intermittent, renewable-source energy,” said Germany’s Economics Minister Dr. Philipp Rösler at the inauguration ceremony. “To ensure that Germany’s power system remains stable and that our economy continues to have the energy it needs, we not only have to rapidly expand energy networks but also require innovative solutions like the P2G unit here in Falkenhagen.”
   
   The project is also supported by Swissgas, which represents more than 100 local natural gas utilities. The organization holds a 20% capital stake in the facility and an agreement to purchase a portion of the gas produced.
   
   For more on P2G technology, see “Progress for Germany’s Power-to-Gas Drive” in POWER’s November 2012 issue.
   
   
2. voda 6 oktober 2013 15:11

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93317

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.159

   How Top Gun Eased Wind, Solar Integration
   
   10/01/2013 | Jason Burwen
   
   As variable generation from wind and solar power increases and peak loads grow and become more volatile, the U.S. electric grid will rely more and more on gas-fired power to maintain system flexibility. Often at the core of these gas-fired power plants are aeroderivative turbines, whose fast-start and cycling capabilities allow for frequent on-again, off-again operation while retaining generating efficiency.
   
   These turbines are directly derived from jet engines—hence the name, “aeroderivative.” GE, Pratt & Whitney, and Rolls Royce are the three major manufacturers of aeroderivative gas turbines, and each of their models is descendant from a specific aircraft engine they previously developed. As a result, aircraft engine research and development (R&D) has effectively served as aeroderivative gas turbine R&D. The development and tremendous gains in performance in these turbines are largely due U.S. military investment—as illustrated in the latest case study from the American Energy Innovation Council’s series on the role of the government in energy technology innovation and previewed in this article.
   
   Decades of Public Investment
   
   During and after World War II, the United States invested heavily in jet engine development. Initially, the U.S. military spurred jet engine development through competitive procurement among GE, Pratt & Whitney, and Westinghouse. The three U.S. companies competed to produce superior jet engine technology, each developing different engineering approaches that provided useful advances in turbine compressors. Over the course of the 1950s, GE and Pratt & Whitney established themselves as the most skilled manufacturers in the field, with Westinghouse eventually winding down its jet engine division. To this day, GE and Pratt & Whitney remain dominant in the aircraft gas turbine market, largely owing to years of accumulated expertise from military contracts.
   
   Early efforts to meet military demands resulted in innovative jet engine designs, like the Pratt & Whitney J-57 and the GE J-79. However, the U.S. military incurred a substantial cost in funding their development. Moreover, these jet engine technologies did not behave reliably, and, owing to a lack of understanding of the gas turbines’ physical properties, the engineers at these companies ultimately proceeded through costly trial and error. In the 1960s, the Air Force Propulsion Lab began working directly with GE and Pratt & Whitney to jointly manage jet engine research and development, focusing on improving core components individually rather than constructing and testing complete engines. The shift to a “building block” approach proved timely for the industry, which began adapting components validated for military aviation to the emerging market of commercial aviation.
   
   Around the same time, the U.S. Navy began transitioning its fleet from steam to gas turbines. The unique operating conditions of naval propulsion, such as using non-aviation fuels and exposure to high-salinity conditions, meant that adaptation of jet engines would require further research and development. In the late 1960s, the Navy implemented extensive side-by-side testing of GE and Pratt & Whitney aeroderivative turbines, generating a wealth of knowledge about materials engineering that enabled the adaptation of aeroderivative turbines to harsher service environments, including oil and gas pumping operations.
   
   New And Unforeseen Applications
   
   As a result of these public investments in aircraft gas turbine development, GE and Pratt & Whitney accumulated immense expertise and soon adapted their designs to industrial applications, which other companies learned from. Pipeline operators adopted aeroderivative turbines because they were easier to transport, install, and maintain in remote locations. Offshore oil platforms utilized aeroderivative turbines for their small footprint and high power output. Following a series of blackouts in the 1960s, utilities in the U.S. and Europe installed aeroderivative turbines for handling emergencies and periods of peak electricity demand because of their ability to ramp up more quickly than other industrial gas turbines. After the natural gas utility deregulation in the 1970s and 80s, independent power producers began using aeroderivatives for combined heat and power applications. At the same time, the industry enhanced its larger industrial gas turbines with engineering tools originally developed for building aircraft engines.
   
   Presently, turbine manufacturers continue to improve aeroderivative gas turbines, speeding up their start-up times, increasing their efficiency, and expanding their capacity. For example, GE now builds a gas turbine that couples an aeroderivative core with larger, frame-type turbine components in a unit rated at 100 MW, a capacity far greater than that of conventional aeroderivatives. Moreover, aeroderivatives are starting to be paired with larger frame type industrial turbines in flexible combined-cycle generating units, which merge the advantages of simple cycle speed with the efficiency of a combined-cycle system. With power generation from natural gas and variable renewable sources on the rise, there is an ever-growing demand for the flexibility that aeroderivative gas turbines offer.
   
3. voda 6 oktober 2013 15:12

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93317

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.159

   California Boosts Grid Flexibility with Another Fast-Start Plant
   
   10/01/2013 | Thomas Overton
   
   California’s drive to add flexibility to its grid in response to expanding renewable generation took another step forward in September as NRG Energy commissioned two new fast-start units at its El Segundo Energy Center near Los Angeles. The two units, with a combined 550 MW capacity, represent the second Siemens Flex-Plant to go into commercial operation. The first, not surprisingly, is also in California, in Lodi near Stockton (a POWER Top Plant last year).
   
   The combined cycle plant is capable of reaching 300 MW output in less than 10 minutes, and full power in under an hour, making it ideal to balance the substantial wind and solar generation in Southern California. The two units replace a 1960’s-era 335-MW steam boiler unit on the same site that was retired in 2001. Though NRG had initially received a license for slightly larger ocean-cooled baseload plant, it ultimately decided to proceed with a fast-start peaking unit.
   
   Construction began in 2011 and was completed in mid-2013. NRG plans to replace the remaining steam boiler at El Segundo with another combined cycle plant within the next few years.
   
   Nimble Power
   
   The two 1 x 1 power islands each employ a Siemens SGT6-5000F gas turbine, an SST-800 steam turbine, an SGen6-1000A generator, and an SGen6-100A-2P generator. The single-pressure NEM USA DrumPlus heat recovery steam generator (HRSG) is engineered for fast starts and cycling, with a specially designed thin-walled steam drum that can handle rapid changes in output with the same design life as standard models (Figure 1).
   
   1. The fast-start plants HRSG is capable of rapid cycling through the use of a new drum design. Source: Tom Overton/POWER
   
   
   
   Siemens also supplied the electrical equipment and the SPPA-T3000 power plant instrumentation and control system, as well as the engineering services and commissioning for the turnkey plant.
   
   California is in the process of phasing out once-through cooling throughout the state, and the plant relies on an air-cooled heat exchanger rather than ocean water for cooling as did the old plant (Figure 2).
   
   2. An air-cooled heat exchanger replaces the once-through ocean water cooling system of the old steam boiler. Source: Tom Overton/POWER
4. voda 7 oktober 2013 19:17

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93317

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.159

   Germany’s National Election Sheds Little Light on Energiewende Future
   
   10/01/2013 | Sonal Patel
   
   A federation of Germany’s biggest companies last week called for urgent reforms to the country’s renewable energy strategy within the first 100 days of Chancellor Angela Merkel’s newly elected government, including abolishing feed-in-tariffs (FITs) that they say have sent power prices in the country soaring.
   
   Key points of the 19-page reform proposal submitted by the 38-member BDI (Bundesverband der Deutschen Industries) just days before the national election also call for setting up a strategic reserve of fossil fuel–fired power, which the commerce association says is needed to balance power from intermittent renewable sources.
   
   Germany’s Energiewende, or energy transition, foresees the permanent shutdown of the last remaining nine of 22 reactors by 2022 and an expansion of the share of renewables in the country’s power profile to 80% by 2050. But though designed to promote renewables, the renewable energy levy (EEG-Umlage) has risen dramatically this year, sending already steep power prices soaring higher. For more on Energiewende, see “Germany’s Energy Transition Experiment” in POWER’s May 2013 issue.
   
   Like industry groups, European Union (EU) Energy Commissioner Günther Oettinger has called on Germany to reform its renewable energy law following the elections, noting that feed-in-tariffs for photovoltaics, wind, and biomass are responsible for an unsustainable surge in electricity costs for households in Germany. Oettinger, the former head of the southern German state of Baden-Württemberg, has also voiced support for a single integrated EU-wide market, saying it is the only way to ensure the transformation will be a success.
   
   Germany’s federal election on Sept. 22 saw Chancellor Angela Merkel’s conservative Christian Democrats (CDU) and their Bavarian sister party, the Christian Social Union (CSU) emerge as the biggest winners, garnering 41.5% of the vote. The Social Democrats (SPD), the largest opposition party, garnered 25.7% of the vote, while The Green Party, SPD’s ally got 8.4%. The Left Party (Die Linke) took 8.6% of the vote.
   
   According to Dusseldorf-based lawyer Dr. Matthias Lang, the CDU/CSU endorsed a single European market (rather than one limited to Germany) so that Germany can benefit from hydro storage in northern Europe and photovoltaic installations in southern Europe. Lang said in his German Energy Blog that SPD also backed a single European market and supports Energiewiende, but considers the current European Trading System inefficient.
   
   During the run-up to the election, SDP party candidate Peer Steinbrück also pledged to cut the EEG-Umlage by 25% to stabilize soaring power prices and to reduce the fiscal burden on consumers by $2.1 billion.
   
   However, “with Social Democrats, Greens, and Left having a mathematical majority [in the Bundestag, Germany’s legislature], we presently have limited visibility as to where the German Energiewiende will turn in the next four years,” Lang said.
   
   —Sonal Patel, associate editor (@POWERmagazine, @sonalcpatel)
   
5. voda 11 oktober 2013 15:55

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93317

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.159

   4,000 MW power supply affected due to Telangana crisis in AP
   
   PTI reported that as much as 4,000 MW power supply in Andhra Pradesh has been impacted by protests against the bifurcation of the state.
   
   Large parts of coastal Andhra and Rayalaseema regions plunged into darkness 2 days ago as power generation, transmission and distribution companies employees went on a strike as part of protests against the formation of Telangana.
   
   A Power Ministry official said that "There were some disruptions in the morning and about 4,000 MW supply from plants in the state have been affected."
   
   Ministry said a number of sub stations and generating stations in the state have been affected but they belong to the state generation and transmission firms, not the Centre.
   
   Official said that "As far as central PSU plants are concerned they have not been affected at all."
   
   The total installed capacity of Andhra Pradesh is over 17,000 MW.
   
   The official added that "We have decided to give them 300 to 400 MW from the National Grid but that can only be evacuated if they have the transmission capacity to absorb it."
   
   Source - PTI
   
   
6. voda 16 oktober 2013 16:59

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93317

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.159

   Auto van de toekomst levert straks energie op
   
   
   Door: redactie
   16-10-13 - 11:50 bron: Algemeen Dagblad, Autoweek
   
   De auto van de toekomst brengt ons niet alleen door heel het land, maar laat straks ook het licht branden in huizen en kantoren. Wetenschappers van de universiteit Delft hebben grootse plannen voor een voertuig dat dient als energiecentrale als er niet mee wordt gereden. Dat meldt het Algemeen Dagblad op basis van Autoweek.
   
   Een auto wordt doorgaans maar zo'n 7 procent van de tijd gebruikt om ermee te rijden. De overige tijd doet-ie niets. Zonde, vinden wetenschappers aan de TU Delft. 'Daarmee kunnen we ook in honderd huizen stroom opwekken', zegt hoogleraar future energy systems Ad van Wijk.
   
   Waterstof
   De auto's van de toekomst werken als het aan de wetenschapper ligt op waterstof. Dit gas is in tegenstelling tot benzine of diesel zeer schoon. De verwachting is bovendien dat het veel goedkoper is dan de huidige brandstoffen. Hyundai laat nu al prototypes 600 kilometer rijden op een volle tank waterstof, voor zo'n 45 euro. Dat scheelt aanzienlijk in de portemonnee van de automobilist, terwijl er in de praktijk niets verandert: een speciale tank wordt gevuld met de brandstof, net als bij lpg.
   
   Energie opwekken
   Maar waarom zouden zulke schone, goedkope auto's alleen worden gemaakt om mee te rijden, bedachten de wetenschappers aan de TU Delft. Hoe mooi zou het zijn als ze niet alleen stroom verbruiken, maar ook kunnen opwekken?
   
   Wie niet één maar 500 auto's bij elkaar zet in een parkeergarage, kan volgens Van Wijk zo een zelfstandige energiecentrale vormen. De auto's moeten dan wel continu met waterstof worden bijgevuld. Met een stekker in het stopcontact leveren ze vervolgens elektriciteit aan het lichtnet. Het zuivere water dat vrijkomt bij de verbranding van waterstof kan zo de waterleiding in en de warmte van de motoren kan ook nog eens worden opgevangen om de kachels in gebouwen te laten branden.
   
   'Geen luchtfietserij'
   Het klinkt futuristisch, maar volgens Van Wijk is het plan zeker geen luchtfietserij. In Delft wordt een zogenoemd Green Village gebouwd waar met dit idee geëxperimenteerd gaat worden. Als het plan slaagt en op grote schaal kan worden toegepast, biedt het enorme mogelijkheden, verwacht Van Wijk. 'De auto's die momenteel jaarlijks wereldwijd worden verkocht, hebben onder de motorkap samen meer vermogen dan beschikbaar is in de reeds bestaande energiecentrales bij elkaar.'
   
   Het zal nog wel even duren voordat de futuristische auto er is. De kosten van de speciale motor - nu nog enkele tonnen - moeten drastisch omlaag en Nederland moet nog helemaal op auto's met waterstof worden ingericht. Shell verwacht dat de vraag naar waterstof pas tussen 2025 en 2030 groot genoeg is voor reguliere productie. Ook is het nog de vraag hoe lang de motoren het gaan uithouden, als ze continu aan het werk zijn.
   
   Meer over de auto als energiecentrale vandaag in Autoweek.
   
   www.ad.nl/ad/nl/1006/Auto/article/det...
7. voda 18 oktober 2013 18:05

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93317

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.159

   Geen deelprivatisering TenneT en Gasunie
   
   Gepubliceerd op 18 okt 2013 om 16:16 | Views: 604
   
   DEN HAAG (AFN) - De staatsbedrijven TenneT en Gasunie blijven volledig in handen van de Staat. Ze worden niet gedeeltelijk geprivatiseerd. Dat zal minister Jeroen Dijsselbloem van Financiën vrijdag bekendmaken.
   
   Netwerkbeheerder TenneT en de Gasunie zijn nu volledig in handen van de Staat. Het kabinet bevestigt met het besluit ,,het belang van het in publieke handen zijn van onze gas- en elektriciteitsnetten''.
   
   Vooral voor TenneT is het besluit van belang, want het bedrijf moet de komende 10 jaar rond de 13 miljard euro in Nederland en Duitsland investeren en heeft daarvoor flink geld nodig. Dat zou kunnen door er private aandeelhouders bij te halen, maar die optie is nu van de baan. Dijsselbloem onderzoekt wel of het mogelijk is om strategische samenwerking aan te gaan met andere Europese netwerkbeheerders.
   
   Tafelzilver
   
   Dijsselbloem stelt dat het vergroten of verkleinen van de portefeuille staatsdeelnemingen geen doel op zich is. Hij is van plan om het staatsaandeel in Schiphol (70 procent), NS (100 procent) of het Havenbedrijf Rotterdam (29 procent) zo te houden. Onder meer werkgeversvoorman Bernard Wientjes pleitte er deze zomer nog voor dat het kabinet het 'tafelzilver' zou verkopen en onder meer 30 procent van TenneT en Gasunie van de hand zou doen.
   
   Dijsselbloem wil wel, zoals al eerder bekendgemaakt, op een geschikt moment af van de als tijdelijk bedoelde staatsdeelnemingen ABN Amro, ASR en SNS Reaal. Het kabinet kondigde eerder ook al aan de Staatsloterij en Holland Casino te willen verkopen.
   
   Rol
   
   Het kabinet wil verder zijn rol als aandeelhouder aanscherpen. Zo wordt de drempel waarboven een investeringsbeslissing moet worden voorgelegd aan de aandeelhouder verlaagd. Dijsselbloem wil ook eerder betrokken worden bij strategische beslissingen van de staatsbedrijven.
   
   Verder komen er rendementsdoelstellingen en eist de minister van Financiën een grotere rol bij de (her-)benoeming van bestuurders en commissarissen. De variabele beloning voor bestuurders wordt maximaal 20 procent van het vaste salaris. Dijsselbloem komt voor het einde van het jaar met een wetsvoorstel om bonussen in de financiële sector en dus ook bij de staatsdeelnemingen op 20 procent te maximeren.
   
8. voda 18 oktober 2013 20:39

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93317

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.159

   Kabinet tegen privatisering Tennet en Gasunie - Update
   
   
   (Update van eerder gepubliceerd bericht 'Dijsselbloem tegen privatisering Tennet en Gasunie', om reactie woordvoerder, meer informatie toe te voegen)
   
   
   AMSTERDAM (Dow Jones)--Elektriciteitstransporteur Tennet Holding bv en Nederlandse Gasunie nv zullen niet gedeeltelijk geprivatiseerd worden, schrijft minister Dijsselbloem van Financien vrijdag in een brief aan de Tweede Kamer.
   
   Daarmee bevestigt de minister het belang dat het kabinet hecht aan het in publieke handen blijven van de Nederlandse gas- en elektriciteitsnetten.
   
   "Wel wordt onderzocht of het mogelijk is om via kruislingse participatie strategische samenwerking aan te gaan met andere op grond van Europese regels gecertificeerde netwerkbeheerders. Een eventuele transactie zal eerst met de Tweede Kamer worden besproken", schrijft de minister in de brief aan het parlement.
   
   Daarnaast meldt de minister wat staatsdeelnemingen in het algemeen betreft dat marktordening en strategische belang voor de Nederlandse economie de elementen zijn, die bepalen of een staatsdeelneming 'bij voorbaat tijdelijk', 'permanent' of 'niet-permanent' is.
   
   De minister stelt voor met ingang van 2014 jaarlijks het staatsaandeelhouderschap van een aantal deelnemingen te gaan evalueren, eraan toevoegend dat daarbij ook de rol van de aandeelhouder bij het beheer van de deelneming op verschillende punten wordt aangescherpt.
   
   In een eerste reactie aan Dow Jones Nieuwsdienst laat Tennet-woordvoerder Jeroen Brouwers weten dat er voor het concern met het besluit van Dijsselbloem feitelijk niets verandert, behalve dat het er alles aan gelegen is dat het aan zijn financieringsbehoeften voor de noodzakelijke investeringen in de uitbreiding en verbetering van het netwerk in Nederland kan voldoen.
   
   Daarvoor is de komende tien jaar in Nederland EUR5 miljard nodig. "Dit zal deels gefinancierd worden uit het eigen kapitaal en deels middels een bijdrage van de Nederlandse Staat, de enige aandeelhouder van het concern", aldus Brouwers.
   
   In 2011 ontving Tennet EUR600 miljoen van de Nederlandse overheid. In Nederland moet de kapitaalbehoefte voor de investeringen op de korte termijn echter nog worden ingevuld. Het betreft een bedrag van EUR500 miljoen. "Nog voor 2014", aldus Brouwers, erbij aantekenend geen enkele reden te zien waarom de minister hier niet aan zou voldoen.
   
   Hoewel Tennet de financiering voor zijn projecten in Duitsland inmiddels op orde heeft, de komende tien jaar investeert het concern in Duitsland EUR8 miljard in de uitbreiding en verbetering van het Duitse netwerk, geeft de woordvoerder aan dat het concern in gesprek is met een aantal institutionele beleggers over additionele investeringen in de Duitse divisie van het bedrijf.
   
   
   Door Patrick Buis; Dow Jones Nieuwsdienst; patrick.buis@wsj.com; +31-20-571 5213
   
   
9. voda 25 oktober 2013 16:28

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93317

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.159

   Tennet haalt EUR500 mln op met ongedekte obligatie uitgifte
   
   
   AMSTERDAM (Dow Jones)--Elektriciteitstransporteur Tennet Holding bv heeft EUR500 miljoen opgehaald met de uitgifte van een ongedekte obligatielening, meldt het concern vrijdag.
   
   Het waardepapier heeft een looptijd tot 1 november 2020 en een coupon van 2,125%, wat resulteert in een effectief rendement van 2,201%.
   
   Barclays en BNP Paribas traden op als joint bookrunners, meldt het concern in het begeleidend persbericht.
   
   Het concern meldt de netto-opbrengst van de lening te gebruiken voor algemene bedrijfsdoeleinden.
   
   
   - Door Patrick Buis; Dow Jones Nieuwsdienst; +31 20 571 52 00; patrick.buis@wsj.com
   
   
10. voda 25 oktober 2013 17:03

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93317

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.159

    Sterke groei Amerikaanse energiesector
    
    VRIJDAG 25 OKTOBER 2013, 09:06 uur | 430 keer gelezen
    
    AMSTERDAM (Belegger.nl) - De Noord-Amerikaanse energiesector maakt een sterke groei door. Bedrijven die zich bezig houden met de aanleg van infrastructuur in North Dakota, Oklahoma en Texas bieden aantrekkelijke investeringsmogelijkheden.
    
    Tot deze conclusie komt John M. Devir, vicepresident van obligatiehuis Pimco.
    
    ‘Het bruto binnenlands product van North Dakota groeit vijf keer sneller dan het landelijk gemiddelde, en bijna drie keer sneller dan de tweede snelste staat, Texas’, zo stelt Devir. De voornaamste reden van deze economische groei ligt in de mijnbouw en transportatie van olie- en gasproducten. Dit wordt ook wel de midstream sector genoemd. De vicepresident gaat er vanuit dat voor de komende jaren de midstream energiesector sneller zal groeien dan de algemene Amerikaanse economie.
    
    Door aanpassingen en verbeteringen bij het boorproces, is de productie van ruwe olie gegroeid met 54 procent in de afgelopen drie jaar. Devir baseert zich op voorspellingen van Bentek energy over de periode 2013 tot 2020. Bentek schat, dat in die periode, 50 procent van alle incrementele ruwe olieproductie uit Noord-Amerika zal komen. Dat komt neer op 4,5 miljoen vaten per dag. De gebieden waar veel geïnvesteerd wordt in productie en transport via pijpleidingen zijn: Eagle Ford Shale in het zuiden van Texas, Bakken Shale in North Dakota, Permian Basin in westelijk Texas en het westen van Canada.
    
    ‘Doordat deze gebieden beschikken over ruime toegang tot kapitaal, toenemende productiviteit en infrastructuur voor boringen zal de productie de komende drie jaar tien procent per jaar groeien’, stelt Devir in zijn analyse.
    
    Positieve groei
    
    Een aantal factoren hebben aantrekkelijke investeringsmogelijkheden voor zowel de obligatie -en aandelenbeleggers gecreëerd.De aanwezige bedrijven, zoals in North Dakota en Texas, bieden sterke kwaliteit van assets, langlopende contracten, bescherming van inflatie, aanzienlijke groei in pijpleidingcapaciteiten en zorgen dat geldstromen niet afhankelijk zijn van cyclische schommelingen, vervolgt Devir.
    
    Door in te spelen op de cijfers en trends van positieve groei, spoort Pimco investeerders aan om aandelen te kopen in hoge kwaliteit midstream energie bedrijven in Noord-Amerika. Bedrijven die genoeg assets bezitten in de drie genoemde gebieden, waar sterke productie en nieuwe ontwikkelingen gaande zijn.
    
    Door: Foppe Lycklama à Nijeholt
    
12. voda 13 november 2013 16:19

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93317

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.159

    E.ON verlaagt outlook voor 2013
    
    AMSTERDAM (Dow Jones)--E.ON SE (EOAN.XE) waarschuwt woensdag dat de verschuiving in Duitsland naar duurzame energie de winst meer drukt dan verwacht, waarbij de aanhoudende lage prijzen voor elektriciteit, geproduceerd in gas- en kolencentrales, het concern noopt zijn winstverwachting voor het hele boekjaar neerwaarts bij te stellen.
    
    Het concern voorziet nu voor het hele boekjaar een winst voor rente, belastingen, afschrijvingen en amortisatie van EUR9,2 miljard - EUR9,3 miljard. De onderliggende winst na belastingen zal naar verwachting uitkomen op EUR2 miljard - EUR2,4 miljard.
    
    "Deze cijfers weerspiegelen het feit dat de gevolgen van de transformatie van het Duitse energiesysteem, waaronder de ontoereikende marktprijzen voor conventionele energie, tastbare nadelige gevolgen hebben voor ons bedrijf", aldus Chief executive Johannes Teyssen.
    
    Net als veel andere nutsbedrijven lijdt E.ON onder een overvloed aan capaciteit, die wordt gevoed door de door subsidies gedreven hernieuwbare energiesector, wat de energieprijzen heeft uitgehold en ertoe leidt dat conventionele energiecentrales geleidelijk de markt worden uitgeduwd.
    
    E.ON en sectorgenoten als RWE AG (RWE.XE) proberen middels het snijden in de kosten, het schrappen van banen, de verkoop van activa, vermindering van de investeringen en sluiting van verliesgevende centrales het tij te keren.
    
    Het bedrijf schrijft de daling van de nettowinst in de eerste drie maanden van 2013 tevens toe aan de lagere prijsniveau's. Het concern boekte in de eerste negen maanden van 2013 een nettowinst van EUR2,92 miljard, versus EUR3,01 een jaar eerder.
    
    De onderliggende winst na belastingen kwam uit op EUR1,91 miljard, van EUR4,02 miljard een jaar eerder. Zeven vooraf door Dow Jones Nieuwsdienst geraadpleegde analisten rekenden op EUR1,93 miljard.
    
    De winst voor rente, belastingen, afschrijvingen en amortisatie (EBITDA) kwam uit op EUR7,12 miljard, een daling met 19% ten opzichte van een jaar eerder, toen het concern een EBITDA van EUR8,81 miljard rapporteerde. Analisten rekenden op een EBITDA van EUR7,22 miljard.
    
    - Door Jan Hromadko: Vertaald en bewerkt door Patrick Buis; Dow Jones Nieuwsdienst; +31 20 571 52 00; patrick.buis@wsj.com
    
    
    
13. voda 13 november 2013 20:51

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93317

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.159

    Beyond the Renewable Portfolio Standard
    
    11/01/2013 | Thomas W. Overton
    
    Renewable portfolio standards (RPSs) have been remarkably successful in boosting renewable generation, especially in the western U.S., where most states enjoy large areas of prime wind and solar potential (and, to a lesser extent, geothermal). Of the 11 western states, eight (Arizona, California, Colorado, Nevada, New Mexico, Oregon, Montana, and Washington) have RPS mandates. Utah has a voluntary standard, while Idaho and Wyoming have no RPS. The mandates range from 15% (Arizona and Montana) up to 33% (California). Most have deadlines of either 2020 or 2025 (Montana’s is in 2015).
    
    Most discussion surrounding RPSs in the U.S. has focused on the resources and regulations that are necessary to meet them. Some experts, however, have begun thinking about what happens after these standards are met and the deadlines have passed.
    
    There are good reasons to look beyond the current RPS approach. In several western states, such as Arizona, momentum for boosting RPSs beyond their current levels has stalled, and pressure has even begun in some quarters for reversal (see “The Lurking Threat to State RPSs” in the August issue of POWER).
    
    But there is another reason to think that the future of RPSs in the western U.S. is likely not to be continued ratcheting up of state-level mandates but rather a broader regional solution. The problem is that meeting the current RPSs in several states, most notably California, will require developing most or all of the easily exploited solar and wind resources in those areas, and going beyond existing mandates will require developing more expensive, less-efficient resources, or facilitating large-scale imports from elsewhere in the West.
    
    This dilemma is the subject of a report from the National Renewable Energy Laboratory (NREL), “Beyond Renewable Portfolio Standards: An Assessment of Regional Supply and Demand Conditions Affecting the Future of Renewable Energy in the West,” published in August. NREL began by assuming that all RPSs in the western U.S. would be met by 2025 and calculated what prime renewable potential was likely to be unexploited after that. (It defined “prime-quality” resources as wind with annual capacity factors of at least 40%, solar with direct normal insolation of at least 7.5 kWh/m2/day, and all geothermal.)
    
    The study had several notable findings:
    
    ¦ Western states will collectively need 127 TWh to 149 TWh of renewable generation annually to meet current RPSs; California accounts for nearly 60% of this.
    
    ¦ Colorado, Montana, Nevada, and New Mexico will have surpluses of prime renewable resources after meeting their RPSs. Wyoming and Idaho will also have large undeveloped prime resources.
    
    ¦ California, Oregon, Utah, and Washington have already developed most or all of their prime in-state resources and will need all of it and more to meet RPS-related demand.
    
    What this suggests, the study says, is that future renewable development in the West is likely to involve transmission corridors from prime resource areas inland to demand centers on the West Coast. The authors then worked from current cost projections for generation and transmission to determine how competitive this imported power would be compared to new combined cycle gas turbine generation after 2025. Notably, the study assumed that the production tax credit and investment tax credit would not be extended beyond their current expiration dates. It also based competitiveness on a hypothetical doubling of current transmission costs in order to maintain a conservative approach.
    
14. voda 13 november 2013 20:58

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93317

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.159

    Senate Bills Kick Up New Efforts to Establish Federal Renewable Mandate
    
    11/07/2013 | Sonal Patel
    
    Legislative efforts to establish a federal renewable electricity standard (RES) kicked up last week with the separate introduction of two bills by Senate Democrats.
    
    Sens. Tom Udall (D-N.M.), Mark Udall (D-Colo.), and Ben Cardin (D-Md.) on Oct. 29 introduced the Renewable Electricity Standard Act of 2013 (S.1595), a bill that would create a national standard of 25% renewable energy generation by 2025. The Udalls, who are first cousins, had previously introduced a version of the 25%-by-2025 bill while members of the House of Representatives in 2002.
    
    Their bill would essentially set a 6% requirement by 2014, followed by gradual increases thereafter to meet the 25% by 2025 goal. It allows suppliers to meet the federal requirements by purchasing credits from other entities that have earned them by producing renewable energy. The RES also allows utilities to bank credits for four years and to borrow them from up to three years in the future. Municipal and other publicly owned power plants and rural electric co-ops would be exempted from the requirements.
    
    On Oct. 31, Sen. Ed Markey (D-Mass.) introduced the American Renewable Energy and Efficiency Act (S.1627), which also proposes requiring electric utilities to obtain a minimum of 25% of their power from renewables by 2025. That bill, however, also requires electric and natural gas utilities to implement energy efficiency programs that would save the equivalent of 15% and 10% of sales, respectively, by 2025.
    
    Currently, 30 U.S. states and the District of Columbia have mandatory renewable electricity targets and 24 states have energy efficiency requirements. Markey’s bill is backed by a number of renewable energy industry groups such as the American Wind Energy Association, the National Hydropower Association, and the Solar Energy Industry Association.
    
    Markey said in a statement that the time was right to propose a federal RES because “Solar panel prices have declined 75% over the last three years, and wind power has become cheaper than conventional energy from the grid in New England and many other parts of the U.S.” The bill would ensure that the U.S. “is at the forefront of this economic boom and that American consumers enjoy the benefits.”
    
    According to Nancy Pfund, managing partner of investment firm DBL Investors, the bill could establish a “predictable market” for renewables and energy efficiency. “While many states have instituted their own renewable portfolio standards, the absence of a national standard in the United States has hampered the emergence of a national market and resulted in many renewable investments flowing to other countries,” she said.
    
    —Sonal Patel, associate editor(@POWERmagazine, @sonalcpatel)
    
15. voda 14 november 2013 14:57

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93317

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.159

    RWE komt uit op verlies, belooft meer besparingen - Update
    
    (Update van eerder gepubliceerd bericht 'RWE verwacht daling winst in 2014' om extra informatie toe te voegen.)
    
    AMSTERDAM (Dow Jones)--Het Duitse nutsbedrijf RWE AG (RWE.XE) heeft donderdag aangegeven meer kosten te gaan besparen door middel van bezuinigingen op het personeelsbestand en op de investeringen, nadat de lagere derdekwartaalresultaten aantoonden dat hernieuwbare energie en een zwakke Europese economie zorgen voor druk op de winst.
    
    Het bedrijf, de grootste energieproducent van Duitsland gemeten naar capaciteit, verwacht dat de tak gericht op conventionele onder intense druk zal blijven staan van de toenemende concurrentie van gesubsidieerde hernieuwbare energie, waardoor de prijzen zijn uitgehold.
    
    "Ons doel is om de effecten op te vangen van de ongunstige marktomstandigheden voor onze energiecentrales", zegt chief executive Peter Terium van RWE.
    
    Het bedrijf wil de kosten in de komende vier jaar met nog eens EUR1 miljard verminderen, wat vanaf 2017 moet zorgen voor een impuls van de operationele winst van ongeveer EUR500 miljoen.
    
    De nieuwe kostenbesparingen zullen doorbouwen op een aflopend programma dat gericht is op het verlagen van de kosten in 2014 met EUR1 miljard. Deze besparingen zullen deels bewerkstelligd worden door het schrappen van 6.500 banen, bovenop de al 8.000 banen die voor het einde van 2013 geschrapt zullen zijn. Wereldwijd heeft RWE ongeveer 67.000 mensen in dienst.
    
    In het derde kwartaal kwam RWE uit op een nettoverlies van EUR370 miljoen, tegen een winst van EUR296 miljoen in dezelfde periode een jaar eerder. De omzet steeg 0,5% tot EUR10,93 miljard, opgestuwd door de verkoop van gas vanwege het koude weer.
    
    Voor 2014 gaat de energieproducent ervan uit dat de winst zal dalen, vanwege een overvloed aan capaciteit die het gevolg is van de uitbreidingen op het gebied van hernieuwbare energie.
    
    De onderneming verwacht dat de winst voor rente, belastingen, afschrijvingen en amortisatie (EBITDA) volgend jaar zal uitkomen tussen EUR7,6 miljard en EUR8,1 miljard. Wat betreft de terugkerende winst na belasting, waar eenmalige items niet in worden meegenomen, rekent het concern op een bedrag tussen de EUR1,3 miljard en EUR1,5 miljard.
    
    RWE herhaalde zijn winstoutlook voor 2013.
    
    Net als andere Europese nutsbedrijven worstelt RWE met de overvloed aan capaciteit doordat door overheid gesubsidieerde wind- en zonne-energiefaciliteiten goed op gang zijn gekomen. De overvloed aan capaciteit heeft er samen met de zwakke energievraag in een traag Europees economisch klimaat voor gezorgd dat de prijzen aanzienlijk uitgehold zijn, wat drukt op de winsten.
    
    Afgezien van besparingen, het schrappen van banen en een vermindering van de investeringen, heeft RWE in reactie op de ontwikkelingen een aantal verliesgevende energiecentrales gesloten. In september gaf het bedrijf al aan dat het dividend over dit jaar gehalveerd zal worden - RWE beoogt nu EUR1 per aandeel tegen EUR2 eerder - en dat de uitbetalingsratio ook in de komende jaren verlaagd zal worden.
    
    RWE is niet het enige nutsbedrijf dat het moeilijk heeft geld te verdienen met conventionele energiecentrales die door de toename in hernieuwbare energie uit de markt gedrukt worden.
    
    De Duitse rivaal E.ON se (EOAN.XE) waarschuwde woensdag dat de moeilijke marktomstandigheden betekenen dat de winst over het gehele jaar aan de lage kant van de eerder afgegeven verwachtingen zal uitkomen. Ook het Franse GDF Suez sa (GSZ.FR) maakte bekend af te moeten schrijven op energiecentrales en faciliteiten voor gasopslag, wat zal drukken op de winst over 2013, doordat de beperkte vraag naar energie en lage prijzen de waarde van de activa heeft verminderd.
    
    - Door Jan Hromadko, vertaald en bewerkt door Elco van Groningen; Dow Jones Nieuwsdienst; +31-20-5715200; elco.vangroningen@wsj.com
    
    
    
16. voda 16 november 2013 15:40

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93317

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.159

    RINL setting up 120 MW waste gas plant
    
    Business Line reported that the Rashtriya Ispat Nigam Limited is taking all steps to enhance its captive power capacity and is also using waste gas heat to generate power.
    
    The steel plant is currently having 5 turbo generators, 3 each of 60 MW capacity and two each of 67.5 MW capacity, taking the total captive power generation capacity to 315 MW.
    
    Almost 45 to 50% of the fuel requirement for the above installed capacity is met through by-product waste fuels such as coke oven gas and blast furnace gas.
    
    Additionally, the RINL is establishing a 120 MW power plant which would be operational exclusively on waste blast furnace gas. This plant is nearing completion and is scheduled to become operational by the end of the current financial year.
    
    Apart from the above, around 35 to 40 MWs of power is being generated through recovery of waste heat and waste pressure, installed at the main production units such as coke ovens and blast furnaces.
    
    The RINL has also set up a 20.6 MW waste heat recovery plant for recovery of waste heat from sinter coolers of sintering machines 1 & 2 and a 14 MW top pressure recovery turbine in its new blast furnace 3, which are in the advanced stage of commissioning.
    
    With the completion of the above projects, the power generation through waste energy would jump to over 60% of the total installed capacity, the highest in the Indian Steel Industry.
    
    Source – Business Line
    
17. voda 22 november 2013 16:19

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93317

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.159

    Netbeheerders vechten tariefsverlaging aan
    
    Gepubliceerd op 22 nov 2013 om 16:16 | Views: 0
    
    DEN HAAG (AFN) - De netbeheerders gaan bij de rechter de tariefsverlaging aanvechten die toezichthouder Autoriteit Consument & Markt (ACM) wil doorvoeren op het transport van elektriciteit en gas. Dat lieten zij vrijdag weten.
    
    De tariefsverlaging levert consumenten en huishoudens de komende 3 jaar een totale besparing op van 2,1 miljard euro. Volgens ACM kunnen de tarieven omlaag omdat de netbeheerders goedkoper geld kunnen lenen door de lagere rente.
    
    Maar volgens de netbeheerders neemt hun financieringsruimte door de maatregel af en wordt het lastiger om te investeren in de kwaliteit en de uitbreiding van de netten.
    
18. voda 28 november 2013 16:13

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93317

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.159

    Consumenten miljarden duurder uit met energie
    
    Gepubliceerd op 28 nov 2013 om 14:51 | Views: 1.605
    
    BRUSSEL (AFN) - Europese consumenten waren in 2012 miljarden euro's duurder uit bij het afnemen van energie dan was voorzien. Dat komt door vertragingen bij de oprichting van een uniforme energiemarkt die eind 2014 het licht moet zien. Dat maakte de EU-instantie Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) donderdag bekend.
    
    Volgens ACER stegen de prijzen voor elektriciteit per huishouden in 2012 gemiddeld met 4,6 procent. De prijzen van gas stegen zelfs met 10 procent, ondanks prijsregulering door Brussel. ,,De onvolmaakte integratie en de versnippering van de retailmarkt in de hele EU hebben geleid tot een significant verlies van sociale welvaart, in de orde van enkele miljarden euro's.''
    
    Een van de projecten die vertraging heeft opgelopen is de koppeling van de handel in energie tussen België, Nederland, Duitsland en Frankrijk. De beurzen die aan het platform mee zouden doen verzanden in onenigheid over de vraag wie de handelstechnologie zou leveren. Het project is daardoor voorlopig stopgezet.
    
    Concurreren
    
    Overstappen naar een andere leverancier kan consumenten een betere prijs opleveren, maar ACER erkent dat dat niet altijd even makkelijk is. ,,In sommige landen is onvoldoende marktwerking. Bovendien blijft er door belastingen en andere kosten bij leveranciers maar een kleine marge over om op prijs te concurreren.''
    
    ACER wijt de oorzaak van de hogere kosten echter ook aan trage reacties of besluiteloosheid van consumenten. ,,De meeste consumenten zijn passief, vooral omdat ze niet op de hoogte zijn van de prijsverschillen tussen leveranciers, omdat ze loyaal zijn aan hun leveranciers en omdat ze geen risico's willen lopen door over te stappen naar een hun nog onbekende partij.''
    
19. voda 28 november 2013 16:38

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93317

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.159

    Groot banenverlies bij Britse Npower
    
    DONDERDAG 28 NOVEMBER 2013, 16:18 uur | 33 keer gelezen
    
    WORCHESTER (AFN) - De Britse energieleverancier Npower, onderdeel van het Duitse energiebedrijf RWE, gaat 1460 medewerkers van de klantenserviceafdeling ontslaan. Dat meldde het bedrijf donderdag.
    
    De reorganisatie bij de Britse werknemers is het gevolg van een uitbesteding aan het Britse bedrijf Capita en het Indiase Tata Consultancy Services. Daarnaast gaan ruim 560 vaste medewerkers over naar Capita. Hier worden via Britse callcenters de klantenservicediensten van Npower voortgezet. Overige taken worden overgenomen door het Indiase bedrijf.
    
    Door de massaontslagen kan Npower ook meer vestigingen sluiten. De overgebleven medewerkers worden samengevoegd in teams en daarnaast kunnen de uitbestedingspartners tijdens piektijden bijspringen. Hiermee hoopt de Britse leverancier kosten te besparen op de klantenservicediensten.
    
20. voda 28 november 2013 17:07

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93317

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.159

    IEA Forecasts Global Renewables Expansion, Dismal Outlook for CCS
    
    By 2035, renewables will hold a 30% share of the global power mix but just 1% of the world’s fossil fuel–fired power plants will be equipped with carbon capture and storage (CCS), reports the International Energy Agency (IEA) in its newly released World Energy Outlook (WEO-2013).
    
    The annual report presents a central scenario in which global energy demand rises by one-third in the period to 2035, driven higher by India and Southeast Asian countries rather than by China.
    
    And though several initiatives to mitigate climate change are underway—as with the U.S. Climate Action Plan, China’s plans to limit coal’s share in its domestic energy mix, Europe’s debate on 2030 energy and climate targets, and Japan’s discussion of a new energy plan that may or may not include nuclear power—global energy-related carbon dioxide emissions will still rise by 20% by 2035. That means, according to the IEA’s New Policies Scenario, which takes into account the impact of already announced climate change measures and other policies, the world will be on a “trajectory consistent with a long-term average temperature increase of 3.6C, far above the internationally agreed 2C target,” the report says.
    
    Coal is expected to remain a cheaper option than natural gas for power generation in many regions, though that could change depending on policy interventions to improve efficiency, curb air pollution, and mitigate climate change, the agency says. Coal demand is set to increase 17% to 2035, with two-thirds of that increase occurring by 2020. While coal use will decline in Europe, India is poised to become the world’s largest coal importer by the early 2020s, while the U.S. will meet all its energy needs from domestic resources by 2035. The IEA, however, dismally projects that widespread deployment of CCS technology will stall, estimating that only about 1% of global fossil fired–power plants will be equipped with CCS by 2035.
    
    Nearly half of the increase in global power generation will, meanwhile, be from renewables—and generation from wind, solar photovoltaics, and hydro will make up an expected 30% share of the global power mix by 2035. That will put it ahead of natural gas and just behind coal as the leading fuel. The output from nuclear power is also expected to eventually increase by two-thirds, led by China, South Korea, India, and Russia.
    
    China will lead the world in renewables installations by 2035, its total renewable output totaling more than in the European Union (EU), the U.S., and Japan combined. Overall, the massive renewables increase will likely create challenges, the IEA foresees, raising questions about current market design and its ability to “ensure adequate investment and long-term reliability of supply.”
    
    Electricity prices will also vary, the agency forecasts. Average Japanese, European—and even Chinese—industrial consumers will pay twice as much for power as their counterparts in the U.S.
    
    —Sonal Patel, associate editor (@POWERmagazine, @sonalcpatel)
    
21. voda 4 december 2013 16:37

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93317

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.159

    NTPC to add 14,000 MW to its total capacity by 2016-2017
    
    It is reported that the National Thermal Power Corporation will add another 14,000 MW to its total capacity by the end of 2016 to 2017.
    
    Mr Arup Roychowdhury CMD of NTPC said that “The installed capacity of NTPC at present is 42,500 MW which includes the capacity addition of 10,000 MW in the last 3 years.”
    
    Mr Roychowdhury said that the company aims to become 1,28,000 MW utility in coming years.
    
    The power company has registered a growth of 4.49% of power in this fiscal year in comparison to the last fiscal.
    
    The power production last year through the NTPC run power plants was 222.068 billion units which increased to 232.028 billion units.
    
    The coal stations of the company also registered a growth of 6.67%.
    
    In the last fiscal, the production from coal station was 199.054 units which has reached 212.39 units this fiscal.
    
    On the front of plant load factor, NTPC has scored over other power producers. The plant load factor at the coal station run by NTPC on an average was 87.63% while the national average of PLF was 69.93%.
    
    The NTPC said that its bond issue to raise up to INR 1,750 crore will open. This is the state-run company's first bond issue after a gap of over 20 years.
    
    Mr Choudhury added that “Under the scheme, the company will issue tax free secured redeemable non convertible bonds. The issue will open on December 3rd 2013 and is scheduled to close on December 16th 2013."
    
    The company added that "The base issue size aggregates to INR 1,000 crore with an option to retain over-subscription up to INR 750 crore for issuance of additional bonds, aggregating to up to INR 1,750 crore."
    
    It further added that the money raised through the bonds will be utilized towards funding of capital expenditure and refinancing for meeting the debt requirement in ongoing projects.
    
    Source - www.truthdive.com