Energie Terug naar discussie overzicht

Diverse energie items

1. voda 2 juli 2014 21:05

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93322

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.166

   Military Microgrids: Wanted and Needed but Tough to Deploy
   
   Anyone who follows either the energy industry or the military knows that all branches of the U.S. military have aggressive goals for renewable energy and for improving energy security and independence. Microgrids are a key part of that plan.
   
   When I wrote about military microgrids in “The Military Gets Smart Grid” back in January 2012, I noted that the U.S. military had the need, money, ability, track record, and systems thinking to deploy smart grid technologies, especially microgrids. At that time, there was talk about collaboration between the Department of Defense (DOD) and the Department of Energy (DOE) that would, among other things, use DOD facilities as test beds for new smart and microgrid technologies, enabling those cutting-edge devices to reach the commercial market faster
   
   For multiple reasons, things haven’t quite worked out that way, according to speakers at the 4th Military & Commercial Microgrids Summit in Washington, D.C., held June 17 to 19.
   
   Testing, Testing, 1, 2, . . .
   
   Small-scale “test bed” projects are under way, explained Dr. James J. Galvin, program manager for the DOD’s ESTCP (Environmental Security Technology Certification Program) Energy & Water Program. Most are research and development (R&D) projects at fixed bases in the U.S. They include a dining facility microgrid project at Fort Bliss in Texas, which is being used primarily to reduce peak demand charges from the local utility.
   
   Within the DOD, two-thirds of the test bed strategies, Galvin said, are focused on building technologies, and most of the microgrid, storage, and demand response efforts are concentrated in southern California and Texas.
   
   Not all test bed projects pan out. A wood chip gasifier tested at Fort Carson in Colorado Springs, for example, proved too expensive to continue operating. Though it provided renewable biomass power, the 12¢ to 14¢/kWh was no match for 5¢/kWh from the local utility.
   
   And using military installations to test emerging technologies poses additional timing and coordination challenges. A California site hoping to test zinc bromide flow batteries is experiencing delays “to get the technology refined,” Galvin said. “We’re being patient with this one,” he added.
   
   The military is a different type of customer in many ways. Even the integration of electric vehicles, whose batteries can be used to store energy from on-site renewables, poses a scheduling challenge. Obviously, combat vehicles can’t be relied upon for storing microgrid energy, but the scheduling constraints have proven problematic even for administrative vehicles.
   
   What’s the Security Policy?
   
   Then there are security concerns. The military doesn’t want outsiders (including utilities) anywhere inside its systems. One solution currently being used is a “middleware panel” that sits between buildings and business-side servers to allow interface with multiple legacy systems.
   
   Technology needs to be open and adaptable, not proprietary (not just for military purposes), advised William C. Anderson, strategic development executive for the government segment at Eaton Corp.
   
   Teasing a similar thread in another session, Jeff Johnson, Naval District Washington command information officer, strongly encouraged diversity of devices (because they broaden the threat vector) but the ability to control that range of devices with one system.
   
   Multiple speakers agreed that security needs to be “baked in” to microgrid components. Dr. Richard B. Andres, professor of national security strategy at the National War College, observed that the tendency in the past has been to “skimp” on security. That attitude is dangerous today, when—as the national security advisor to the Senate has argued—the cyber threat is a bigger threat to the nation than the economy or anything else, Andres continued.
   
   During a Q and A session, panelists were asked for their top three questions for vendors that would help determine how cybersecure their microgrid systems are. Responses (most of which also would apply to nonmilitary systems) included:
   •What’s the patching system?
   •Does the contract include a right to audit?
   •Do devices communicate with one of the approved DOD protocols?
   •Have the devices been independently tested and certified?
   •Does it use open architecture?
   •What’s your continuous monitoring strategy?
   •What standards are you compliant with?
   •What’s your defense-in-depth approach?
   
   Harry Regan, director of Securicon LLC, reminded attendees not to forget physical security—everything from cables and servers on racks to access doors. The “area that is usually the first point of attack is people,” he said. They “open doors for you,” sometimes quite literally, say, if you are carrying a box. A “young girl with a hard hat and a clipboard has an 80% chance of getting through” a supposedly access-protected door, he claimed.
   
   Dr. Jason E. Stamp, distinguished member of the technical staff at Sandia National Laboratories, provided an update on the SPIDERS (Smart Power Infrastructure Demonstration for Energy Reliability and Security) microgrid project—which involves the DOD, DOE, and Department of Homeland Security. SPIDERS focuses on “design-basis threats.” The project has three main locations: Hickham Air Force Base and Camp Smith in Hawaii and Fort Carson in Colorado. The Hickham project is furthest along. Systems there operate “as intended” and site personnel can manage the microgrid, Stamp said.
   
   Keep It Simple
   
   Referring to an early “snafu” that was training-related, Stamp observed that microgrids, especially on military installations where personnel cannot necessarily be pulled from mission-critical tasks to operate a microgrid, have to be simple to control, operate, and maintain.
   
2. voda 2 juli 2014 21:06

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93322

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.166

   Part 2:
   
   There are “no technical reasons” that microgrids can’t work, Stamp said; it’s the integration piece that poses challenges—a refrain that was heard throughout the event.
   
   The types of projects that seem to work best are those that are also most familiar outside the military fence.
   
   The main smart grid/microgrid goal for the military is “affordability down the road 20 to 30 years,” explained Donna Carson-Jelley, utilities and energy systems smart energy program director for the U.S. Navy. The Navy is looking at “already done” technology, not R&D projects, that have “customizable” smart grid technologies and controls.
   
   The Financing Conundrum
   
   Jody Davenport, PE, program manager for the U.S. Navy’s Naval District Washington, noted that there have already been some valuable benefits of smart grid technologies. The Navy got early return on investment from advanced metering infrastructure just by having data to make decisions.
   
   But, as demonstrated by the abandoned Fort Carson test bed project described earlier, not all advanced technologies can be economically justified, especially given military budgets and their rules.
   
   In a financing panel, Jeff Weiss of Distributed Sun LLC, said that microgrids are “largely illegal” on military installations because facilities are not allowed to spend more than they would on grid power. Jamie Link, in business development with EDF Renewable Energy, added that those cost constraints make a holistic approach necessary, especially with military microgrids, and make the provision of ancillary services to the grid important to the business case.
   
   William C. Anderson, strategic development executive for the government segment at Eaton Corp., argued that there hasn’t been sufficient R&D on advanced grid technology, but the “government is broke,” he said, so a different approach is needed. He advocated engaging private partners from state, local, community, utility, and financial sectors to develop primarily grid-tied distributed generation and microgrids that could help support the traditional grid.
   
   Proven Value
   
   Captain Clifford Maurer (Ret.) of the Civil Engineer Corps, U.S. Navy, said he was “buoyed” by what he’s heard the past couple of years at microgrid conferences. He spoke on a panel about what the military can learn from one of the most cutting-edge and comprehensive microgrids, at the University of California, San Diego.
   
   Maurer observed that when the utility grid experienced a blackout on Oahu, “not for 1 second did we lose any military capabilities,” thanks to onsite generation at Camp Smith. However, the current manual disconnection/islanding process could be improved, he noted.
   
   The ability to generate power with onsite fuel (wind and solar), store that energy (with various storage technologies), control loads to optimize power use (via smart meters, sensors, and controls), and disconnect from the grid all offer powerful incentives for the development of military microgrids. The cost of individual components with a proven track record is becoming less of a barrier. Whether and when the necessary policy components see realignment—from cost-of-power restrictions to impediments introduced by local distribution utilities—is anyone’s guess.
   
   For more reporting on this event, see:
   
   The State of the Microgrid Market: Promise and Present Realities
   
   Interest Growing in Commercial and Community Microgrids
   
   Islands Are the Low-Hanging Fruit for Microgrids
   
   —Gail Reitenbach, PhD, Editor (@GailReit, @POWERmagazine).
   
   
3. voda 23 juli 2014 21:50

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93322

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.166

   WTO Members Begin Talks to Eliminate Wind, Solar Trade Tariffs
   
   Fourteen members of the World Trade Organization (WTO)—including the U.S., China, the European Union (EU), and Japan—on Tuesday launched negotiations to eliminate tariffs or custom duties on wind turbines, solar products, and other environmental goods.
   
   The first phase of negotiations between the 14 WTO members, which make up 86% of the global environmental goods trade, seeks to reduce import tariffs to 5% or less by the end of 2015 for 54 environmental goods listed by the Asia-Pacific Economic Cooperation (APEC) forum in 2012.
   
   Total global trade in environmental goods reached about $955 billion in 2012, though tariffs on some products are as high as 35%. Markets for goods related to energy efficiency, air pollution, water desalination, and renewable power equipment are set to grow sizably in the coming decades.
   
   The second phase of talks will address non-tariff barriers, which the WTO describes as “bureaucratic or legal issues” that could cause “hindrances to trade.” They will also address environmental services.
   
   The WTO members involved in the talks in Geneva, Switzerland, are Australia, Canada, China, Chinese Taipei (Taiwan), Costa Rica, the EU, Hong Kong China, Japan, New Zealand, Norway, Singapore, the Republic of Korea, Switzerland, and the U.S.
   
   The negotiations are part of a broader task of agreeing by December 2014 on a work program to conclude the latest round of trade negotiations among WTO members. Launched in Qatar in 2001, the so-called “Doha Round” seeks to achieve major reform of the international trading system through the introduction of lower trade barriers and revised trade rules.
   
   Disputes between countries that trade environmental goods—particularly wind turbines and solar modules—have grown thornier over the past five years, and several WTO members have launched legal actions to settle allegations of unfair subsidization and other disagreements.
   
   Participants said the talks launched on Tuesday are open to any WTO member. “[T]he results will be applied in accordance with the most-favoured nation principle, under which WTO members should treat their trading partners in a non-discriminatory manner,” the WTO said.
   
   The talks were applauded largely by organizations in the U.S. that support a reduction of trade tariffs. However, as the Coalition for Affordable Solar Energy’s president, Jigar Shah, noted on Wednesday, a broad trade agreement on environmental goods won’t address the current countervailing duty and anti-dumping solar trade cases at the Department of Commerce.
   
   “Policymakers must not lose sight of the immediate harm to the American solar industry caused by new preliminary countervailing duties, which are raising module prices by 14%, jeopardizing projects across the country and slowing job growth,” he said.
   
   —Sonal Patel, associate editor (@POWERmagazine, @sonalcpatel)
   
4. voda 23 juli 2014 21:55

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93322

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.166

   Germany Reforms Renewable Energy Laws
   
   A significant reform of Germany’s aggressive renewable energy laws passed its final hurdle today (July 11), setting the country on a more market-based path toward future growth.
   
   The bill was developed and approved by Chancellor Angela Merkel’s coalition government of Social Democrats and Christian Democrats. Because they are the two largest parties, the legislation was passed by the main house of the German parliament, the Bundestag, with a 78% approval. The other house, the Bundesrat, concurred with the bill on Friday, meaning the law will take effect August 1.
   
   The need for reform was driven by a combination of factors, including the rising cost of the surcharge used to fund renewables, pressure from the European Union (EU) about international competition, and the increasing growth and maturity of wind and solar power.
   
   “The revision will mainly aim to significantly slow the ongoing rise in costs, to distribute the costs more fairly, to control the expansion of renewables so that people can plan, and to push ahead with the market integration of renewables,” said Tobias Dünow, spokesperson for Merkel’s Federal Ministry of Economics and Technology (BMWi)
   
   Surcharge and Costs
   
   The Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) is the renewable energy law in question. Inspired in part by America’s Public Utility Regulatory Policy Act of 1978 (PURPA), the EEG was first adopted in 2000. Like PURPA, it requires utilities to accept power from independent producers.
   
   But where PURPA directed states to set a price based on the “avoided cost” of power from other sources, the EEG has the energy agency set the price for each renewable technology, based on its cost. Renewable producers are paid through a system of “feed-in tariffs” (FITs), which decline as the technologies mature.
   
   The above-market costs are funded through a surcharge paid on utility bills by most, but not all customers. This was a key focus of the EEG reform, dubbed EEG 2.0 by some.
   
   The surcharge rose dramatically due to an explosion of solar panel deployment from 2010 to 2012. As solar panel prices fell through the floor, the price-setting bureaucrats in Berlin did their best to keep pace. A homeowner with a small rooftop solar system could sign a contract in 2009 for 43 cents per kWh (¢/kWh), and for only 13.7 cents this past January.
   
   Despite cuts to the tariff, Germany—with a peak power demand of about 75 GW—installed over 20 GW of solar in only three years. By the end of 2013, 1.4 million distributed solar systems provided 35.7 GW of capacity, more than any other source, according to the Fraunhofer Institute.
   
   As a result, the EEG surcharge rose to €0.062/kWh, with about half—€10 billion per year—going to cover this solar power. Since that power is locked in to 20-year contracts, little can be done to reduce their costs.
   
   Residential consumers are especially hit by the rising surcharge, as 2,100 industrial consumers were exempted as “electricity-cost intensive and trade intensive,” according to the BMWi. These industrial customers use 25% of Germany’s power but only pay 2% of the surcharge. Their exemption, worth about €5 billion per year, according to the think tank Agora Energiewende, is picked up by other customers.
   
   This caught the attention of the European Commission, as Brussels considered the exemption an unfair subsidy to German industry.
   
   The Commission demanded a number of changes, including tightened exemptions for industrial customers, applying the surcharge to customers who generate their own power, and using it to support imported renewables. While most of these have been in the works for months, there was a last-minute exchange of memos that led to some additional changes.
   
   Still, EU Energy Commissioner Günther Oettinger, also from Germany, told German radio that the problems “will not be solvable within this week.” With the legislature adjourning on July 11, the Commission will have to react to whatever is passed, which may lead to further revisions.
   
   Dusseldorf energy lawyer Matthias Lang, author of the German Energy blog, agreed. “We will surely see a 2.1 version of the EEG soon.”
   
   “A core element of the reform is that energy policy needs constant update,” Lang added. “We learned that from the FIT. If it is successful, it changes the market, and the law needs to change accordingly.”
   
   Dealing with Costs
   
   To lower the high surcharge, the reform will spread the cost to more customers by reducing the number of exempt industrial customers and apply it to customers that generate their own power.
   
   Both measures have caused a predictable outcry. Duktus Pipe Systems, a small manufacturer in Wetzlar, complained that losing their exemption will cost €5,000 per employee, causing “a huge disadvantage for Duktus in tough international competition.”
   
5. voda 23 juli 2014 21:57

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93322

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.166

   Part 2:
   
   For others, there are still too many exemptions. “Ninety percent of the industry can be exempted from the EEG surcharge,” said Oliver Krischer, the cochair of the Green Party in the Bundestag. “This means that households and small companies have to pay for the industry exemptions.”
   
   Likewise applying the surcharge to customers who generate their own power, was especially controversial for the solar industry. The solar lobby group BSW and the Federation of German Consumer Organizations have announced plans to challenge the surcharge in court, if adopted.
   
   Other reforms seek to limit future increases by more closely managing future growth.
   
   The new law sets “corridors” for new renewables development. If the market delivers more, rates will be cut, if less, then rates will be increased. The new annual targets are 2.5 GW for solar, 2.5 GW for onshore wind, and 100 MW for biopower.
   
   Now that solar prices have come down, some think the corridors are misguided. “Additional measures to throttle the expansion of PV through further amendments to the EEG will not affect a decrease in the total remuneration,” pointed out the Fraunhofer Institute. “Such a measure would, however, cause a slowdown in the construction of very inexpensive systems.”
   
   The law also reduces the offshore wind goal to 6.5 GW by 2020, down from the current target of 10 GW. Offshore wind has run into development delays, largely due to high costs. Current FIT rates for offshore wind are now twice that of large solar systems. Offshore wind hasn’t been helped by ocean conservation laws that restrict development within 40 kilometers from shore, or the large number of sunken warships and unexploded bombs on the seabed, a legacy of two world wars.
   
   FIT Phaseout, More Competitive Mechanisms
   
   Perhaps the most fundamental reform is the plan to phase out the feed-in tariff as the primary mechanism for setting prices and procuring renewables. The law calls for a pilot program to test a “tendering” approach for ground-mounted solar. The federal network agency, Bundesnetzagentur, or BNetzA, will develop a competitive procurement system.
   
   The process could be similar to California’s Renewable Auction Mechanism (RAM). The RAM is “a simplified market-based procurement mechanism” for renewable distributed generation (DG) projects between 3 and 20 MW, with periodic auctions run by the three investor-owned utilities in California. Utilities have signed contracts for 974 MW of renewables, predominantly solar, in four auctions over the last three years, with a fifth auction currently in the works.
   
   However it is done, competitive procurement will be phased in by 2017, starting with larger projects. Developers will be encouraged, and then required, to market their power directly to power retailers or sell through the daily power exchange, rather than to their local distribution utility.
   
   While it seems like a landmark change, it is in fact an evolution of current practices. Most onshore wind farms have already switched to direct marketing, receiving a fixed “marketing bonus” to ensure their revenues are equal to the FIT.
   
   The new law will push all but the smallest producers to use the marketing bonus and direct marketing. The FIT will be used as a target price for determining the value of the marketing bonus, with the price set by tendering rather than by a government official.
   
   Because of this, renewable producers will not be fully exposed to the market. They will be protected by policy supports.
   
   “It looks much more market than it really is,” comments Lang. “But it is the nucleus for change and how it will work in the future.”
   
   Impact on Utilities
   
   What is less clear is how the EEG 2.0 reforms will affect German utilities, which have posted record losses in recent years. The reforms may make the market more predictable for planning, but they maintain the goal of 80% renewable power by 2050. And the fact remains that utilities have been slow to get into solar and onshore wind, and are steadily losing market share.
   
   RWE, the third-largest electric marketer in Europe, has blamed a “crisis in conventional power generation” for losing €2.8 billion in 2013. The decline in power demand from the economic recession, plus the rapid growth of renewables, has led to a glut in capacity across the continent.
   
   But Thomas Birr, head of Group Strategy & Corporate Development at RWE, sees a core role for utilities going forward.
   
   “The decentralized energy world needs an ‘integrated energy manager,’” he told POWER in an interview. “In other words, someone to coordinate the many activities of the individual market players, someone to look after networking the various individual initiatives involved in the transformation of the energy system at a technical and economic level—to bring them all together as a single, integrated unit. We are taking care of this.”
   
   The fate of RWE and other utilities may rest on the next item on the policy agenda, whether to add a capacity market to Germany’s energy-only wholesale market. Many conventional generators are getting pushed out by wind and solar, yet they are needed to maintain reliability. Merkel’s coalition government has announced this will be taken up after the EEG reform, and it is releasing a set of studies this month that will define the debate over the next year.
   
   “I’m optimistic that [utilities] can adapt quickly,” said Lang. “People underestimate how much change they’ve gone through. They’ve taken a lot of hits but they are much different now because of the pressure.”
   
   “They have to deal with the laws of physics, which you cannot change. The laws of politics are different, and they sometimes try to defy the laws of physics.”
   
   “They’ve had a political problem with credibility, and politicians ignored their concerns. Will politics give them sufficient time to evolve a new business model? Sometimes I’m skeptical.”
   
   —Bentham Paulos is a freelance writer specializing in energy issues.
   
   Image courtesy: Turelio/Wikimedia
   
6. voda 1 augustus 2014 18:06

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93322

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.166

   NSE: spoedig inbreng nieuwe activiteiten
   
   VRIJDAG 1 AUGUSTUS 2014, 17:52 uur | 14 keer gelezen
   
   LAREN (AFN) - New Sources Energy (NSE) verwacht nog steeds spoedig nieuwe activiteiten in te kunnen brengen. Dat maakte NSE vrijdag bekend in een tussentijds handelsbericht over het derde kwartaal van het gebroken boekjaar 2013/2014.
   Grootaandeelhouder Nieuw Hollands Groen is bezig met projecten rond duurzame energie, onder meer met het aanleggen van solarparken van zonnepanelen.
   
   NSE meldde verder dat afgelopen kwartaal geen omzet is gerealiseerd en dat het eigen vermogen aan het einde van het derde kwartaal positief was. De financiële positie is stabiel, aldus NSE.
   
   
7. voda 2 augustus 2014 16:11

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93322

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.166

   'RWE vervangt financieel topman Essent'
   
   ZATERDAG 2 AUGUSTUS 2014, 15:47 uur | 13 keer gelezen
   
   ESSEN - Het Duitse energieconcern RWE neemt maatregelen bij zijn Nederlandse dochteronderneming Essent met de vervanging van financieel topman Arjan Blok. Het voormalig hoofd controlling van de groep, Martin Muhr, volgt hem op, meldt de Duitse zakenkrant Handelsblatt op basis van anonieme bronnen.
   De Nederlandse topman Peter Terium van RWE, rechtvaardigt zijn ingreep volgens de krant door de “kritieke ontwikkelingen” bij het dochterbedrijf. Essent zag zijn omzet in Nederland en België in het eerste kwartaal met 30 procent dalen tot 1,7 miljard euro. De winst daalde met 60 procent tot 70 miljoen euro.
   
   RWE nam het toen grootste Nederlandse nutsbedrijf in 2009 over voor ongeveer 9 miljard euro. Terium was nauw betrokken bij de overname en was de eerste topman van de nieuwe dochteronderneming. In 2012 werd hij bestuursvoorzitter bij RWE.
   
   
8. voda 3 augustus 2014 17:04

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93322

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.166

   3 valkuilen bij het overstappen naar een andere energieleverancier
   Gepubliceerd: 02 augustus 2014 09:40
   
   Wie regelmatig wisselt van energieleverancier, kan in theorie honderden euro’s per jaar besparen. Maar als je niet goed oplet, kan de eindafrekening juist duurder uitvallen.
   
   Het goed vergelijken van energieprijzen is een vak apart. Gegoochel met tarieven exclusief vastrecht, energiebelasting of btw maken het vergelijken soms lastig. Prijsvergelijkingssites als Prizewize.nl en Gaslicht.com kunnen je helpen, maar dan nog blijft het oppassen. Enkele tips.
   
   1)Let op verschil contractaanvraag en leveringsdatum
   
   Hop je graag van aanbieding naar aanbieding op de energiemarkt, dan moet je bij het overstappen extra goed opletten. Want soms is het niet slim om je oude contract op te zeggen vóór de einddatum (bij een contract voor bepaalde tijd). Sommige leveranciers passen de eerder beloofde actiekorting namelijk alleen toe bij uitdienen van het contract. Dat geldt bijvoorbeeld voor de Nederlandse Energiemaatschappij (NEM) met haar ‘Vaste klantenkorting’.
   
   Diezelfde maatschappij maakt ook onderscheid tussen de datum van de contractaanvraag en de dag dat de levering van energie daadwerkelijk is gestart. Als je een jaarcontract had, gaat dat volgens de NEM pas in op de dag van levering; als je binnen een jaar na de aanvraagdatum (dus vóór de eerste leveringsdatum) overstapt, krijg je een boete én loop je de korting mis.
   
   Nederlandse energieleveranciers gebruiken een centraal register waarin ze kunnen zien (na de aanvraag van je overstap) wanneer je contract afloopt. Via dat systeem, het Centraal Aansluitingenregister, regelen ze de overstap. Maar check dus altijd of je nieuwe leverancier de goede overstapdatum hanteert in de bevestigingsbrief van het nieuwe contract.
   
   2)Check je huidige contract op opzegkosten
   
   Als je nu een contract voor onbepaalde tijd hebt, mag je huidige leverancier geen opzegkosten in rekening brengen. Wel heb je veelal een opzegtermijn van bijvoorbeeld dertig dagen.
   
   Heb je een vast contract voor bepaalde tijd, dan is een opzegboete (als het contract vóór het eind van de looptijd wilt afbreken) afhankelijk van de looptijd. De boete varieert van 50 euro bij een looptijd korter dan een jaar tot 125 euro bij een looptijd langer dan 2,5 jaar.
   
   Let op: de bedragen gelden per energiesoort. Dus je betaalt deze kosten twee maal als je contract zowel stroom als gas omvat. De tarieven zijn vastgesteld door de Autoriteit Consument en Markt (ACM) en mogen dus niet hoger zijn.
   
   Vaak biedt je nieuwe leverancier aan deze opzegkosten te vergoeden. Dien zo’n verzoek tijdig in, dus zo snel mogelijk na de ontvangen eindafrekening van de oude leverancier waarop de opzegkosten vermeld staan. Essent bijvoorbeeld geeft je drie maanden de tijd, maar Nuon slechts ze weken.
   
   Check ook hier de voorwaarden: Essent betaalt opzegkosten bijvoorbeeld niet als je via een vergelijkingssite overstapt.
   
   Mocht je geen vergoeding ontvangen, dan moet je uiteraard goed uitrekenen of de boete opweegt tegen het voordeel van de nieuwe leverancier.
   
   3)Vergelijk elektriciteit én gas
   
   Het is een populaire actievorm: stroom aanbieden tegen een aantrekkelijke korting tot soms wel 50 procent. Maar dat wil niet zeggen dat het dan ook aantrekkelijk is om álle energie bij dezelfde aanbieder af te nemen.
   
   Een gemiddeld gezin betaalt al gauw drie keer zo veel aan gas vergeleken met elektriciteit. Om een idee te geven: voor stroom betaal je een prijs van rond de 6,5 cent per kilowattuur en voor gas zo’n 34 cent per kubieke meter. Bij een jaarverbruik van 3.500 kwh stroom en 2.000 kuub gas zit je dan (exclusief energiebelasting e.d.) op kosten van respectievelijk 227,50 euro voor stroom en 680 euro voor gas.
   
   Per saldo kun je wel eens duurder uitkomen als de nieuwe aanbieder geen scherp gastarief kan of wil aanbieden.
   
   www.z24.nl/geld/overstappen-naar-ande...
9. voda 6 augustus 2014 16:58

   auteur info

   • voda

     Lid sinds: 02 dec 2005

     Laatste bezoek: 28 feb 2025

   • Aanbevelingen

     Ontvangen: 93322

     Gegeven: 22881

   •    Aantal posts: 384.166

   About 19,000 MW gas based power idle or working below capacity - Report
   
   Business Standard reported that about 18,800 MW of gas based power generating capacity in the country is either completely stranded without availability of gas or operating below capacity.
   
   Mr Piyush Goyal, Power Minister of India, said in a written reply to a question in the Rajya Sabha that this capacity is already commissioned and pipeline connected.
   
   He said that "No decision has yet been taken about extending any subsidy to distribution companies or providing a financial restructuring package to such projects."
   
   The power ministry has been mulling financial restructuring for the power plants which are stranded for lack of natural gas as well as subsidy for state discoms to compensate them for any eventual rise in domestic gas price.
   
   India has a power generation capacity of 233,930 MW of which nearly 19,000 MW is fuelled by gas.
   
   The power ministry maintains that a steep increase in gas price would make generation unviable as compared to other fuel sources such as coal.
   
   In this connection, the petroleum ministry is considering a new price for domestic gas that would be lower than the USD 8.4 per unit reached by the formula suggested by the C Rangarajan panel constituted by the earlier UPA government.
   
   A ministry source said that it has sent a proposal for a new committee on gas pricing for approval to the Prime Minister's Office, that would elaborate an alternative formula to that recommended by the C Rangarajan panel.
   
   The source said that the new panel would be asked to take into consideration the concerns of the power and fertilizer ministries about the impact of any steep hike in natural gas price.
   
   Source – Business Standard
   
10. voda 14 augustus 2014 16:21

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93322

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.166

    RWE winst aangetast door gesubsidieerde energie
    
    FRANKFURT (Dow Jones)--RWE rapporteert een scherpe daling in de operationele winst over het eerste halfjaar. De grootste energieproducent van Duitsland naar capaciteit schrijft de daling toe aan aanhoudende druk op energieprijzen in Europa, terwijl gesubsidieerde hernieuwbare energie en een zwakke economische groei ook de vraag negatief beinvloedden.
    
    RWE gaat in reactie hierop meer onrendabele elektriciteitscentrales ontmantelen en ongunstige overeenkomsten voor de aankoop van elektriciteit beeindigen. Andere Europese energieleveranciers hebben eveneens aangekondigd onrendabele centrales te sluiten of stil te leggen, waaronder concurenten E.ON ut Duitsland en het Franse GDF Suez.
    
    "Conventionele energieopwekking verliest terrein, niet alleen bij RWE", meldt Chief Executive Peter Terium inn een toelichting.
    
    Ondanks de slechte operationele prestaties steeg de nettowinst in het eerste halfjaar van 2014, aangezien impairments op electriciteitscentrales in Nederland de resultaten van vorig jaar hadden aangetast. In de zes maanden tot juni klom de nettowinst met 4,6% naar EUR1,02 miljard, van EUR979 miljoen in diezelfde periode een jaar eerder.
    
    De operationele winst daalde met meer dan 40% naar EUR2,27 miljard, van EUR3,79 miljard, terwijl de omzet met nagenoeg 10% daalde naar EUR25,09 miljard. Analisten hadden een operationele winst van EUR2,28 miljard voorzien bij een omzet van EUR24,24 miljard.
    
    CEO Terium herhaalt eerdere oproepen aan de Duitse regering om een zogenaamde capaciteitsmarkt op te zetten, waarin exploitanten van energiecentrales geld ontvangen voor het beschikbaar houden van opwekkingscapaciteit om een ononderbroken stroomvoorziening te garanderen. Sommige Europese landen, zoals het Verenigd Koninkrijk, hebben zo'n capaciteitsmechanisme reeds opgezet.
    
    Terium merkt op dat de inzet van hernieuwbare energie nog steeds "weinig bijdraagt" aan de voorzieningszekerheid en back-up faciliteiten als kolen- en gasgestookte centrales nodig zijn.
    
    Door Jan Hromadko. Vertaald en bewerkt door Ellen Proper; Dow Jones Nieuwsdienst: +31-20-5715200; ellen.proper@wsj.com
    
    
    
12. voda 15 augustus 2014 13:36

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93322

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.166

    France to invests EUR 10 bln in renewable energy projects
    
    It is reported that the bill that could set France on the path to renewable energy has passed the cabinet and will make its way to Parliament this fall.
    
    Ms Segolene Royal, Energy Minister of France, said that France will mobilize about EUR 10 billion for a package of tax breaks, low-cost loans and bonuses to boost investment in renewable energy and cut the country's oil and gas bill.
    
    Currently, France is heavily reliant on nuclear energy, the most in the world, and it’s Ms Royal’s task to reduce the country’s dependence. Nuclear accounts for 75% of its electricity, though the goal is to reduce it to 50%.
    
    Some key points of the bill are:
    
    1. Cut greenhouse gas emissions 75% by 2050
    
    2. More than double the percentage of renewable energy used in the overall energy scheme from 12 to 32
    
    3. Significant grants and incentives for drivers to switch to zero-emission vehicles
    
    4. 30% rebate on the cost of installing a home charging station for electric vehicle owners
    
    5. A deduction of 30% of the cost of thermal insulation for homeowners from their taxable income, up to a maximum of EUR 16,000 per couple
    
    6. Establishment of a EUR 1.5 billion fund to subsidize 'zero-waste' and 'energy-plus' territories communities or buildings producing more energy than they import from external source
    
    State backed lender Caisse des Depots et Consignations was instructed to set aside EUR 5 billion to support the bill.
    
    Ms Royal hailed the bill at the most ambitious clean energy transition in all of the European Union.
    
    She said that "What is important is to use our imagination. What we have done is financial engineering."
    
    Source - www.energydigital.com
    
13. voda 20 augustus 2014 20:21

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93322

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.166

    België wil Clauscentrale Maasbracht sneller
    
    WOENSDAG 20 AUGUSTUS 2014, 18:06 uur | 234 keer gelezen
    
    BRUSSEL (AFN) - De Belgische energiemaatschappij Essent.be ziet het wel zitten om de onlangs stilgelegde Nederlandse Clauscentrale in Maasbracht (Limburg) sneller aan te sluiten op het Belgische elektriciteitsnet. Hiermee zou het dreigende Belgische elektriciteitstekort kunnen worden opgevangen.
    Technisch is alles haalbaar maar de grootste hinderpaal is de vergunningsprocedure, stelde topman Frank Brichau woensdag in een verklaring. Hij reageerde op de suggestie van de Belgische minister van Energie, Johan Vande Lanotte. Die pleit voor een spoedprocedure om de gasgestookte Clauscentrale eerder aan het Belgische net te koppelen. Volgens een normale procedure zou het nog tot 2019 duren.
    
    Door de uitval van kernreactoren groeit in België de bezorgdheid over een stroomtekort. De Clauscentrale is van Essent Nederland.
    
    Overcapaciteit
    
    Essent België kondigde enkele weken geleden al aan de Clauscentrale te willen inzetten. De centrale staat op 3 kilometer van de Belgische grens en kan met een 13 kilometer lange hoogspanningskabel worden aangesloten op het Belgische net.
    
    De centrale in Maasbracht staat stil wegens overcapaciteit op de Nederlandse markt. België zoekt naar alternatieven voor de geplande afschakeling van kerncentrales de komende jaren.
    
    Soelaas
    
    De Clauscentrale kan echter geen soelaas bieden voor een mogelijk stroomtekort komende winter, stelt Essent.be. Daarvoor wordt naar andere oplossingen gezocht.
    
    Het kan echter zijn dat de Belgische en Nederlandse overheid snel een tijdelijke oplossing vinden, samen met de beheerders van de hoogspanningsnetten in beide landen. De Limburgse centrale kan dan bijvoorbeeld via een omweg stroom gaan leveren.
    
    
14. voda 22 augustus 2014 13:53

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93322

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.166

    Akkoord verkoop Dea aan Russische miljardair
    
    VRIJDAG 22 AUGUSTUS 2014, 12:34 uur | 192 keer gelezen
    
    BERLIJN (AFN/DPA) - De Duitse regering heeft ingestemd met de verkoop van de olie- en gastak Dea van het Duitse energieconcern RWE aan LetterOne, het investeringsvehikel van de Russische miljardair Michaïl Fridman. Dat maakte LetterOne vrijdag bekend.
    Met de verkoop is een bedrag van 5,1 miljard euro gemoeid. Dea werd vorig jaar in de etalage gezet door RWE. De verkoop komt op een heikel moment vanwege de westerse sancties tegen Rusland in verband met de crisis in Oekraïne.
    
    In maart bereikte RWE, het moederbedrijf van het Nederlandse Essent, een deal met LetterOne over een verkoop. De verkoop moet helpen de hoge schuldenlast van RWE terug te dringen.
    
    
15. voda 16 oktober 2014 16:22

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93322

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.166

    Vattenfall verkoopt thermische assets Nuon aan Eneco
    
    AMSTERDAM (Dow Jones)--Het Zweedse staatsbedrijf Vattenfall (VTF.YY) meldt donderdag via dochteronderneming Nuon Energy zijn thermische assets in Utrecht verkocht te hebben aan het Nederlandse energiebedrijf Eneco.
    
    Volgens de overeenkomst zal Eneco Nuon's verwarmingsnetwerk en de energiecentrales Lage Weide en Merwedekanaal overnemen, die warmte genereren voor 50.000 huishoudens en 1.200 zakelijke klanten.
    
    Circa 85 Nuon-werknemers zullen in dienst treden bij Eneco.
    
    Financiele details van de overeenkomst zijn niet bekend. De overname zal naar verwachting op 1 januari 2015 worden afgerond en is onderhevig aan goedkeuring van de betrokken Nederlandse autoriteiten.
    
    - Door Dominic Chopping; Vertaald en bewerkt door Patrick Buis; Dow Jones Newswires; +31 20 571 52 00; patrick.buis@wsj.com
    
    
    
16. voda 28 oktober 2014 17:16

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93322

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.166

    Nederland heeft voorlopig genoeg elektriciteit om bij te schakelen, als vraag weer aantrekt
    
    Gepubliceerd: 28 oktober 2014 11:50 | Laatste update: 28 oktober 2014 11:52
    
    Nederland heeft de komende zeven jaar ruim voldoende productievermogen van elektriciteit om te kunnen voldoen aan de binnenlandse vraag naar elektriciteit. Voor de lange termijn ziet netbeheerder TenneT een aantal onzekerheden op de elektriciteitsmarkt.
    
    Dat blijkt uit het jaarlijkse Rapport Monitoring Leveringszekerheid dat hoogspanningsnetbeheerder TenneT dinsdag heeft gepubliceerd (pdf), schrijft EnergieOverheid.nl.
    
    Hoewel de vraag naar elektriciteit de afgelopen jaren gestaag daalde, valt op basis van CPB-prognoses van de economische groei (0,75 procent in 2014) te verwachten dat die vraag weer iets zal toenemen.
    
    (klik voor uitvergroting)
    
    Het binnenlandse aanbod van elektriciteit, het opgestelde operationele productievermogen, is op dit moment circa 28,7 GW. Dit bestaat voor ruim 25 GW uit thermisch productievermogen (kern-, kolen-, gas- en biomassacentrales) en voor 3,4 GW uit wind- en zonne-energie. Daarnaast staat er nog voor 2,7 GW aan vermogen geconserveerd in de mottenballen.
    
    Energieproducenten hebben productievermogen uit bedrijf genomen en gaan dat de komende jaren ook doen, zowel definitief als ter conservering (mothballing). Ook zijn er nieuwbouwplannen geannuleerd. Maar, omdat de nieuwbouw van productievermogen (9,4 GW) in de afgelopen jaren dit vooralsnog compenseert, levert dit de komende jaren geen problemen op om aan de binnenlandse vraag te kunnen voldoen.
    
    (klik voor uitvergroting)
    
    Ontwikkelingen van 2015-2021
    
    Begin 2014 werd er circa 1,6 GW nieuw kolenvermogen in bedrijf genomen. Dit vermogen wordt in de beoordeling van de leveringszekerheid meegenomen in kalenderjaar 2015. Daarboven zijn er in de periode tot 2021 nieuwbouwplannen van thermisch vermogen gepland ter grootte van 1 GW, waarvan 0,3 GW in kleinschalige projecten.
    
    Bij investeringen in nieuw opwekvermogen is er sprake van vervanging van oud vermogen, sanering naar kleiner vermogen of concentratie van warmtekrachtkoppeling (wkk) vermogen in geclusterde bedrijven in de tuinbouwsector.
    
    Als gevolg van het Energieakkoord van september 2013 vindt in Nederland een uitfasering plaats van de technisch minst efficiënte eenheden met een totale capaciteit van 2,7 GW. Daarnaast zijn elektriciteitsproducenten voornemens om 0,7 GW te conserveren (mothballing) en circa 0,6 GW te sluiten in de periode 2014 tot en met 2020. Na 2020 wordt nog eens 2,9 GW voor conservering aangemerkt.
    
    Verhoging import–export capaciteit
    
    Het mogelijk toekomstige tekort aan productiecapaciteit in Nederland ten opzichte van de te verwachten binnenlandse vraag naar elektriciteit wordt door TenneT’s investeringen in verbindingen met het buitenland (interconnectoren) tenietgedaan of in grote mate gedempt.
    
    Op basis van het Energieakkoord en de Structuurvisie Wind op Land houdt Tennet rekening met 4,5 GW operationeel windvermogen op zee in 2023 en 6 GW wind op land in 2020. Op basis van het Nationaal Actieplan Zonnestroom gaat TenneT uit van 4 GW geïnstalleerd vermogen in 2020.
    
    Markt afwachtend met investeringen
    
    De voorgenomen investeringen in grote hoeveelheden gesubsidieerde, duurzame elektriciteitsproductiemiddelen, de slechte marktpositie voor gascentrales, de overcapaciteit in Nederland en de ontwikkeling van capaciteitsmarkten in België, Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk zorgen voor grote onzekerheid als het om investeringen in thermisch vermogen gaat. Daarmee is er geen zekerheid of, en op welk moment, de bestaande nog resterende plannen voor nieuw thermisch vermogen zullen worden gerealiseerd.
    
    Het zou kunnen dat de komende jaren meer vermogen definitief wordt stilgelegd of in de mottenballen wordt gezet. Door de toename van duurzaam productievermogen op de Noordwest-Europese energiemarkt neemt de bedrijfstijd van bestaand productievermogen – vooral gasgestookt – af en zorgt voor afname van het rendement van gascentrales.
    
    Veel onzekerheden voor lange termijn voorspelling
    
    Hoewel voor een nog verdere blik in de toekomst, het jaar 2029, slechts een indicatie kan worden geven, blijkt dat er dan mogelijk een beperkt vermogenstekort ontstaat om aan de binnenlandse vraag naar elektriciteit te voldoen.
    
    (klik voor uitvergroting)
    
    Hierbij moet wel worden opgemerkt dat zo ver vooruit kijken een grote mate van onzekerheid met zich meebrengt.
    
    Lees ook op EnergieOverheid.nl
    
    Bespaarbetutteling: nu het energieakkoord niet werkt moeten we het zelf maar doen
    
    Biljoenen aan leningen, investeringen en subsidies naar de fossiele sector
    
    De staat van de Europese interne energiemarkt
    
    www.z24.nl/ondernemen/nederland-voorl...
17. voda 30 oktober 2014 16:34

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93322

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.166

    Vattenfall snijdt dieper in kosten na verlies
    
    DONDERDAG 30 OKTOBER 2014, 11:49 uur | 493 keer gelezen
    
    STOCKHOLM (AFN) - Het Zweedse energiebedrijf Vattenfall, eigenaar van het Nederlandse Nuon, gaat dieper in de kosten snijden na weer een kwartaalverlies. Daarnaast zet het zijn bruinkoolactiviteiten in Duitsland in de etalage. Dat maakte de onderneming donderdag bekend.
    Vattenfall moest in het derde kwartaal 23,1 miljard kroon (2,5 miljard euro) afschrijven op bezittingen, met name activiteiten op het gebied van fossiele brandstoffen. Het overgrote deel van de afboekingen (13,8 miljard kroon) had betrekking op Nuon.
    
    De prijzen van elektriciteit zijn door aanhoudende overcapaciteit en een zwakke vraag “historisch laag”, zei bestuursvoorzitter Magnus Hall in een toelichting. Daarom heeft het bedrijf het verwachte rendement op investeringen die het in het verleden zijn gedaan in de opwekking van stroom, zoals de overname van Nuon in 2009, opnieuw moeten verlagen.
    
    Afschrijvingen
    
    Door de afschrijvingen is het bedrijf opnieuw diep in de rode cijfers gedoken. Onder de streep resteerde een verlies van 18,1 miljard kroon, tegen een winst van 1,5 miljard kroon in de vergelijkbare periode vorig jaar. De omzet daalde met ruim 6 procent tot 34,7 miljard kroon.
    
    In plaats van de vorig jaar aangekondigde 2 miljard kroon, wil Vattenfall nu 3 miljard kroon aan kostenbesparingen doorvoeren. Dat doel moet eind volgend jaar zijn bereikt. Het energiebedrijf liep nog niet vooruit op concrete maatregelen. Het kondigde vorig jaar al aan 2500 banen te schrappen, waarvan 500 in Nederland.
    
    Ook de investeringen worden verder teruggeschroefd. Daarbij krijgen projecten op het gebied van hernieuwbare energie nog altijd voorrang. Ook blijft Vattenfall onderdelen afstoten die niet langer tot de kernactiviteiten behoren. Dat geldt onder meer voor de Duitse bruinkoolactiviteiten, die volgens topman Hall niet langer passen in de duurzaamheidsstrategie van de onderneming.
    
    
18. voda 10 november 2014 20:26

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93322

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.166

    Stroomprijs: consument betaalt veel, industrie weinig vergeleken met buurlanden
    
    Gepubliceerd: 10 november 2014 15:34 | Laatste update: 10 november 2014 15:37
    
    Nederlandse consumenten betalen relatief relatief veel voor stroom, vergeleken met de directe buurlanden. Alleen Duitse consumenten zijn slechter af. De Nederlandse industrie heeft daarentegen minder reden tot klagen.
    
    Uit een vergelijking van elektriciteitsprijzen in Nederland en omringende landen, uitgevoerd in opdracht van het ministerie van Economische Zaken (EZ), blijkt dat er grote verschillen zijn tussen zowel landen als gebruikerstypen. Dat schrijft de site Energiebusiness.nl
    
    Het onderzoek Prijsvergelijking elektriciteit werd op 6 november aan de Tweede Kamer aangeboden. Het is een uitbreiding van een eerder onderzoek dat alleen een vergelijking tussen Nederland en Duitsland betrof.
    
    Energieprijzen: Nederland vs buurlanden
    
    In de vergelijking worden de elektriciteitsprijzen in Duitsland, België, Frankrijk, het Verenigd Koninkrijk en Nederland vergeleken voor zes verschillende typen gebruikersgroepen. Dit zijn respectievelijk huishoudens, kleine mkb-ers (bijvoorbeeld een buurtwinkel), grote mkb-ers (bouwmarkt), industriële verbruikers (papierfabriek), kleine grootverbruikers (producent elektronische chips) en grote grootverbruikers (staalproducent).
    
    De prijzen die worden vergeleken zijn opgebouwd uit groothandelsprijzen, verkoop- en netwerkkosten, energiebelastingen, anderen heffingen en BTW.
    
    Stroomprijs consumenten
    
    De hoogte van de elektriciteitsprijs verschilt sterk per gebruikerstype. Duitse huishoudens bijvoorbeeld, betalen met gemiddeld 27,6 cent per kilowattuur de hoogste prijs, onder meer vanwege de subsidie voor duurzame elektriciteit die via de energierekening betaald wordt.
    
    Nederlandse verbruikers betalen gemiddeld 19,9 cent per kilowattuur. Dat is meer dan in België, Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk. Onderstaande tabel geeft een uitsplitsing van de gemiddelde prijs per land.
    
    etc, zie link:
    
    www.z24.nl/ondernemen/stroomprijs-con...
19. voda 12 november 2014 16:24

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93322

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.166

    Winst E.ON flink omlaag
    
    WOENSDAG 12 NOVEMBER 2014, 08:37 uur | 1444 keer gelezen
    
    DÜSSELDORF (AFN) - Het Duitse energieconcern E.ON heeft de winst in de eerste negen maanden van het jaar met een kwart zien dalen. Dat bleek woensdag uit het tussentijdse handelsbericht van de onderneming.
    
    Lage prijzen voor energie, overtollige capaciteit aan hernieuwbare energie en een zwakke Russische roebel drukten op de resultaten, zo constateerde de onderneming. E.ON zag de onderliggende winst, waarop het zijn dividend baseert, uitkomen op ruim 1,4 miljard euro. Dat was in dezelfde periode een jaar geleden nog 1,9 miljard euro. De opbrengsten daalden met bijna 9 procent tot 81,3 miljard euro. De cijfers zijn onder de verwachtingen van marktkenners.
    
    Het bedrijfsresultaat (ebitda) voldeed overigens wel ruimschoots aan de analistenprognose. Dat kwam uit op ruim 6,6 miljard euro in de periode januari tot en met september, waar rekening werd gehouden met iets meer dan 6,4 miljard euro.
    
    De onderneming herhaalde de prognose dat de onderliggende winst dit jaar zal uitkomen in een bandbreedte van 1,5 miljard euro tot 1,9 miljard euro.
    
20. voda 21 november 2014 15:00

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93322

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.166

    Govt plans funding for 130,000 MW thermal and hydro plants
    
    Economic Times reported that the government is working on big-ticket financial package for about 1,30,000 MW thermal and hydro power plants worth over INR 6,00,000 crore that are hit by severe funds crunch while continuing to face cost and time overruns.
    
    Officials said that the Department of Financial Services will shortly recommend a series of steps to the Reserve Bank of India.
    
    These include lenders providing additional debt to distressed projects without the condition of bringing fresh equity from the developers, lowering interest rates, restructuring loans without classifying them as non-performing assets and extending the project construction period and loan repayment period to match cash flows of the projects.
    
    The recommendations are based on a report prepared by a committee led by Mr Santosh Nayyar, chief of India Infrastructure Finance Company Limited, on debt restructuring and moratorium scheme for stranded power plants. The committee was set up after power companies met bankers and senior officials of the department of financial services on October 17th on issues related to loans given to stalled power plants.
    
    The power plants are facing challenges like gas and coal shortage, delay in obtaining regulatory clearances, low offtake by distribution companies, transmission bottlenecks, high interest rates and rupee depreciation.
    
    Suitable packages might be recommended for power plants facing time and cost overruns, idling without adequate fuel supplies, without power purchase contracts and delayed hydropower plants, including those affected by floods in Uttarakhand. Banks' exposure to these projects is expected to be over INR 400,000 crore. The department is likely to recommend to the RBI to provide additional debt to the projects that are facing time and cost overruns. The debt can be replaced by equity within a specified time from the developers once the project is operational or finds strategic investors.
    
    Source – Economic Times
    
21. voda 26 november 2014 16:20

    auteur info

    • voda

      Lid sinds: 02 dec 2005

      Laatste bezoek: 28 feb 2025

    • Aanbevelingen

      Ontvangen: 93322

      Gegeven: 22881

    •    Aantal posts: 384.166

    Tennet gunt Arcadis contract mbt begeleiding ontwikkeling net op zee
    
    AMSTERDAM (Dow Jones)--Elektriciteitstransporteur Tennet heeft Arcadis nv (ARCAD.AE) in een consortium met Pondera Consult gecontracteerd voor begeleiding van de ontwikkeling van een electriciteitsnet op de Nederlandse Noordzee, meldt Tennet woensdag voorbeurs.
    
    Arcadis gaat de Nederlandse elektriciteitstransporteur begeleiden met de milieueffectrapportage (MER) en de vergunningsaanvragen voor het windgebied Borssele, dat door het ministerie van Economische Zaken als eerste van drie gebieden is aangewezen voor de ontwikkeling voor de bouw van windparken en de aansluiting ervan op het net op land.
    
    Financiele details van de opdracht worden niet vermeld.
    
    Arcadis sloot dinsdag op EUR24,24.
    
    - Door Patrick Buis; Dow Jones Nieuwsdienst; +31 20 571 52 00; patrick.buis@wsj.com