Fragen der BNEtzA / ÜNB aus dem Begleitdokument zum SRE 2019-2030:

1. Wie stehen Sie dazu, dass durch eine Erhöhung der Anzahl und Variation bestimmter Inputparameter zwar die Gestaltung der Szenarien optimiert, aber die Erkenntnis über die Auswirkungen einzelner Inputparameter für den Netzausbau erschwert wird?

Die bisherige Methode einer überaus spärlichen und auf der energetischen Ebene weitgehend unreflektierten Verwendung weniger und noch dazu wenig aussgekräftiger Inputparamter erweist sich ohnehin mehr und mehr als ein sich selbst in den Schwanz beißender Welpe. Definitorische Vorrausetzungen führen zu Ergebnissen, die die Richtigkeit eben der Vorraussetzungen zu bestätigen scheinen. Schlicht weil die Definition kein anderes Ergebnis zulässt. Das ist in etwa so, als würde man sich mehrfach die Hand mit mindestens 75° C heißem Wasser verbrühen, um zu beweisen, dass ab 50 °C Verbrühungen auftreten.

Ich bin viel mehr der handfesten Überzeugung, dass Anzahl und Variationen bestimmter Inputparamter noch viel breiter und höher aufgestellt sein sollten, um eine sachgerechte Planungsgrundlage zu erhalten.

Momentan lassen ÜNB und BNEtzA den überwiegenden Teil der verschiedenen Optionen par ordre der gesetzlichen Grundlage von vorneherein aussen vor. Was an Hand der SRE, NEP und der Monitoringberichte sogar ohne jede Nennung von Zahlen mehrfach nachgewiesen werden kann.

Ich nenne es sogar eine gravierende Fehldeutung, von einer Erschwerung des Erkenntnisgewinns auszugehen. Das Gegenteil ist der Fall und könnte vielmehr längst Realität sein. Natürlich erfordert das zusätzlichen externen Input von unvoreingenommener Seite. Ich stehe dafür bereit.

Allerdings besteht eine der wesentlichen Voraussetzungen überhaupt darin, dass die bislang einzig als „Leistungsbilanz“ verwendeten Tabellen konsequent nach dem jüngst vorgelegten Muster des Vereins Plattform Energie von rein statischen, erkenntnistheoretisch rational und wissenschaftlich-technisch betrachtet wertlosen Darstellungen (Ja, es sind nicht viel mehr als Bilder) als sog. „Leistungsbilanzen“ in vergleichende Biklanzen für Leistungen und Energie erweitert und in rechnende Tabellen umgewandelt werden. Zwischen den einzelnen Parametern und physikalischen Größen gibt es einfache Zusamenhänge, zu deren Darstellung weder schwer verständliche Verteilungskurven noch Algorithmen notwendig sind. Schon gar keine aus der makroökonomischen Wirtschaftswissenschaft. Dazu genügen im wesentlichen vier Grundrechenarten.

2. Sind Sie mit der Ermittlung der technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer für konventionelle Kraftwerke einverstanden? Halten Sie eine kürzere oder längere technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer für angemessen?

Für den Fall der unabänderlichen und daher unveränderten Weiternutzung so genannter „konventioneller“ Kraftwerke – ich bevorzuge den Terminus „degenerativ“, weil sie den weltweiten Ressourcenvorrat (Erbe der Menschheit) und damit die Zukunft der nächsten Generationen buchstäblich degenerieren – und somit unter Beibehaltung des faktischen Stillstands der einst vollmundig verkündeten Energiewende, ist die aktuelle technisch-wirtschaftlich, genauer gesagt technisch-betriebswirtschaftlich basierte Ermittlung der Betriebsdauer dieser degenerativen Kraftwerke nachvollziehbar. Aus Sicht der Betreiber im Sinne derer Geschäftsmodelle auch.

Angemessen? In Bezug auf was? Für einen politisch und vor allem demokratisch gesteuerten Entscheidungsansatz, der schon aus seiner eigenen DNA heraus für die gesamte Gesellschaft einschließlich nachfolgender Generationen zu Denken und zu Handeln hat, ist der Ansatz nichts wert. Vollkommen untauglich. Keinen anderen Anspruch als die soeben geschilderte Grundlage haben die seinerzeit Verantwortlichen z. B. beim Aufbau der Kernkraft verfolgt, respektive behauptet. Freilich ohne die Konseqeunzen konsequent wahrzunehmen und angemessen zu würdigen. Die Wiederholung dieses unübersehbaren Fiaskos droht momentan erneut. Der zu bewertende technisch-(betriebs)wirtschaftliche Ansatz zur Ermittlung der Betriebsdauer folgt exakt diesem bekannten Muster.

Er unterlässt es in jedem Fall nicht nur, den politischen Entschluss zu einer Energiewende zu unterstützen. Im Gegenteil, er hat aus der Priorisierung rein betriebswirtschaftlicher Sachzwänge heraus sogar vermocht, den früher oder später sowieso notwendigen Komplettumbau der gesamten Energiebewirtschaftung so stark auszubremsen, dass die beiden größten Parteien im Bundestag, die noch immer den Anspruch mit sicher herumtragen, Volksparteien zu sein, in ihren im Januar 2018 stattgefundenen „Sondierungen“ vor der Herausforderung Energiewende kapituliert haben. Im wesentlichen die gleichen Personen, die dieses Ziel noch vor 12 Jahren gemeinsam laut ausgerufen haben, geben es jetzt auf. Das ist politischer Angsthasenfussball mit perfektem Catenaccio: Sich mit dem eigentlich politischen Gegner vor Spielbeginn auf ein Unentschieden zu einigen, sich dann gegenseitig möglichst unauffällig und unbeabsichtigt wirkend die Bälle zuschieben und hoffen, dass die eigenen Fans es als Erfolg betrachten, wenn man nicht verloren hat.

Das beste aber kommt bekanntlich zum Schluss: Diese beiden vollkommen couragebefreiten politischen Lager, versuchen auf diesem Weg mißliebigen Mitbewerbern, – einer neuen Partei, die die Vertretung „des Volks“ für sich in Anspruch nimmt, plus einer vorläufig wiederauferstandene hochgradig elitären und erkennbar für das Prinzip fortgesetzter sozialer Ungleichheit stehenden Partei mit dezidiert anti-liberaler Weltanschauung die verlorenen Stimmen wieder abzujagen.

Aber zurück zur Frage: Ich bin nicht einverstanden. Ich will eine Festlegung der Betriebszeiten nach Opportunität im Hinblick auf die verbindliche Außerbetriebnahme der letzten degenerativen Verbrennungstechnologie in 2040. Ich will dass die europäischen, insbesondere die deutschen Länder in einem internen Wettbewerb darin wetteifern, in der Energiefrage die fortschrittlichsten des Planeten zu sein und dieses KnoW-How für viele Generationen zur Geschäftsgrundlage des Kontinents zu machen.

3. Wie beurteilen Sie die Vorschläge der Übertragungsnetzbetreiber hinsichtlich der KWK-fähigen Kleinkraftwerke und KWK-fähigen Gaskraftwerke?

Im Grundsatz positiv. Es ist ein Anfang, ein kleiner erster Schritt. Im Vorfeld wäre der Ansatz um eine Potentialanalyse zu ergänzen, die auf tatsächlichen technischen Potentialen und nicht auf Marktanalysen beruht. Ein solcher Ansatz liefert allerdings nur dann exakte und brauchbare Daten, wenn die Beauftragten:

1. Von der reduzierten Betrachtung nur des Übertragungsnetzes (Netzebene 3 & 4) ablassen und auch die weiteren Netzebenen 1 & 2 samt deren Potentialen vollständig einbeziehen. Es geht nur zusammen und miteienander: Verteilnetz gemeinsam mit Übertragungsnetz. Es geht nicht gegeneinander oder unabhängig voneinander.

2. Daraus folgt allerdings die klare Erkenntnis: ÜNB / BnetzA sind kein geeignetes Gespann für die Aufgabe. Nicht nur wegen des Interessengegensatzes und der gleichzeitigen Interessenkollision, in den Rollen der ÜNB als Planer und als profitschöpfender Stakeholder, sondern auch weil die Gesamtaufgabe damit dem politischen Raum, der sie eigentlich gestalten und lenken sollte, komplett entzogen ist.

3. Ein Dreigestirn unter Einbeziehung der VNB würde die Sache allerdings nur verkomplizieren. Der sinnvollste Weg wäre ein tatsächlich und bereits von jedemVerdacht der Parteilichkeit befreites Gremium aus komplett unabhängigen Personen unterschiedlicher fachlicher Herkunft, die vor allem auch den politischen Zielen in vollem Umfang Raum zur Entfaltung sichern.

4. Das sogenannte „energiepolitische Zieldreieck“ hat sichtbar beim Ziel Energiewende versagt. Das war zu erwarten und wurde von mir persönlich auch bereits ab ca. 2011 so vorausgesagt. Schlicht weil es drei – noch dazu reichlich schwammige – sich gegenseitig neutralisierende Ziele formuliert, die eigentlich – zumindest folgt man rationaler Logik, an Stelle von sich gut anfühlenden Wünschen, Meinungen oder Glaubensbekenntnissen – keine Ziele sondern Rahmenbedingungen, mithin Parameter von Energiepolitik sind. Es muss deshalb aufgelöst und durch eine zielorientierte Hierarchie prioritärer Art ersetzt werden.

5. Was ist das Wichtigste? Meine bewußte und rationelle Wahl fällt auf ein zu 100 % rein generatives – mit anderen Worten verbrauchsressourcenfreies – Primärsystem zur Energiebereitstellung, bestehend aus PV, Wind und Wasserkraft. Prioritär in dieser Reihenfolge. Der Schlüssel bei der Primärerzeugung von Strom als Hauptprimärenergieträger liegt in der Photovoltaik. Dabei kommt es auch auf eine wesentliche und bislang schmerzlich vermisste Einsichtrespektive Erkenntnis an:

6. Die Führungsgröße ist in jedem Fall die Energie, also die Arbeit, und nicht die Leistung. Leistung ist die nachgeordnete Bestimmungsgröße bei Planung und Umsetzung der notwendigen Anlagentechnik. Schluss mit im Grunde nichtsagenden „Leistungsbilanzen“, Schluss mit dem fadenscheinigen Schlagwort des „Leistungsprinzips“ und der realitätsverschleiernden Parole, dass sich Leistung wieder lohnen muss. Arbeit muss sich lohnen – egal ob physikalische oder „menschliche“, dann lohnt sich Leistung ganz automatisch und ohne Pauschalbewertung.

3. Ist die von der Bundesnetzagentur vorgeschlagene Methodik zum Ersatz für aus dem Markt ausscheidende KWK-fähige Kraftwerke angemessen?

Grundsätzlich Ja: Wenn der Ersatz egal welcher Verbrennungstechnik ausnahmslos durch mit Methan oder gleich reinem Wasserstoff betriebene Technologien erfolgt. Der von mir empfohlene Richtwert für die zu planenden Größenordnungen liegt bei 25% des Jahresenergiebedarfs für die Energie/Arbeit an sich, wobei sich die Leistung aus dem Quotienten der Energie und 6.600 h Laufzeit des gesamten Parks an Verbrennungsanlagen bestimmt. Dabei können die Laufzeiten einzelner Anlagen dann nach untern oder oben variieren.

Beispiel: Wenn der Energiebedarf für elektrische Energie in einer betrachteten Region (Gebotszone, Preiszone, Regelzone egal) z. B. mit 120 TWh in 2030 prognostiziert wird, dann soll die installierte Leistung ALLER Verbrennungsanlagen in dem Gebiet 120.000.000.000 kWh * 0,25 / 6.600 h betragen = abgerundet 4.500 MW.

Dabei gehe ich von einer „Pufferung“ von 20% ± 5% des Gesamjahresbedarfs in Form von P2G (H₂ und CH₄ addiert) aus. Weitere Erläuterungen führen an dieser Stelle zu weit.

3. Mit welchen Power-to-Heat-Technologien soll dieser Ersatz realisiert werden?

Power-to-Heat sollte auf unterschiedlichen Ebenen betrachtet werden. Großtechnische Tauchsieder sind sicher eine Variante, aber eher für die Nische. Das gleiche gilt für industrielle Prozesswärme auf hohem Niveau, wie Lichtbogenhochöfen für die Metallverarbeitung oder Ähnlichem bei der Herstellung von Zement und bei anderen Hochtemperaturprozessen. Diese Potentiale sind überschaubar, leicht zu erfassen und leicht einzurechnen.

Eine etwas genauerere Betrachtung verdient die Raumwärme. Für diese sehe ich ausschließlich den Einsatz und die Schaffung so genannter “kalter Wärmenetze“ vor. Diese operieren ausnahmslos im Bereich normaler Umgebungstemperaturen und beruhen auf zwei wesentlichen Komponenten:

1. Wärmepumpen – auch Wärmepumpenkaskaden, ggf. In Kombination mit Kältemaschinen – aller Größeordnung. Diese werden jeweils auf die zu beheizenden / kühlenden Objekte ausgelegt. Eine der wesentlichen Voraussetzungen ist eine politische Festlegung auf konsequenten Umbau aller Gebäude auf die zukünftige Betriebsweise derer Heizungen und Kühlungen auf Niedertemepratur mittels Flächenheizungen: Gesetzlicher Stopp der Erst- und Neuinstallation von Heizkörpern.

– das bedeutet für den Gesetzgeber: Skandinavisches Modell, keine Verbrennungstechnologien mehr, weder im Austausch noch im Neubau

– Sanierungsförderung nur noch bei tief eingreifendemUmbau der gebäudeeigenen Heiz- und Kühlsysteme

– Ausnahme nur für gebäudeeigene KWK, wenn mindestens 90% der Abwärme direkt genutzt werden.

– Ausserbetriebnahmepflicht für ALLLE Verbrennunganlagen bei Erreichen von 20 Jahren Betriebsdauer (Planungssicherheit)

– So genannte Spitzenlastkessel bei der Wärmeerzeugung müssen ebenfalls nach Erreichen einer Lebensdauer von 20 Jahren ausser Betrieb genommen und deinstalliert werden.

– Gezielte Förderung durch Einmalzahlung an Gebäudebesitzer nach Abschluss des Umbaus und unabhängiger Bewertung durch einen vorab unbekannten Experten. Keine Beantragung durch Fachhandwerker, Ingenieure etc. mehr, sondern Beantragung durch den Gebäudebesitzer unter Vorlage eines Bestätigungsdokuments erstellt seitens eines per Losverfahren gezogenen Energiefachmanns (unabhängiger Energieberater, zert. Energiemanager)

Das bedeutet im Klartext auch: Keine üblichen Nahwärmenetze, Fernwärmenetze oder Kältenetze mehr..

Vorteil: Kalte Wärmenetze werden ungedämmt knapp unter Frostgrenze im Erdreich verlegt. Sie haben ihrer Natur nach keine ungewollten Wärmeverluste, im Gegenteil sogar Wärmegewinne

Sie könne auch gezielte Wärmeverluste zur Kühlung erzeugen. Oder z. B. an neuralgsichen Stellen gezielt als Abtaueinrichtung für Strassen, Gehwege und Fußgängerzonen genutzt werden und damit einerseits Tonnen Streusalz einsparen, andererseits jederzeit für Sicherheit auf diesen Wegen sorgen.

3. In welcher Höhe sollten dabei Effizienzsteigerungen im Wärmesektor angenommen werden?

Mit dem oben beschriebenen Konzept werden ca. 90% weniger Primärenergie erreicht. 99,9 %, also Primärenergieeinsatz nahe Null ist bundesweit realisierbar..

3. Ist es sinnvoll innerhalb des Szenariorahmens eine Diskussion über die Versorgungssicherheit zu führen?

Nein. Es genügt zu zeigen, dass diese mit einer konsequent auf die Vorschläge der Plattform Energie umgestellten Umsetzung in noch höherem Maße gegeben ist als bisher. Auch wenn das kaum jemandem möglich erscheinen mag.

3. Ist dieses Thema von Relevanz für den Netzausbaubedarf?

Absolut. Denn eine weitreichende Umstellung auf Wärmepumpen ist einer der wesentlichen Treiber für einen deutlich höheren, anzunehmnden Strombedarf. Nach anzunehmendem Wachstum (historische Entwicklung), 25% Speicherkapazität in Form von P2G, Elektromobilität, Elektrifizierung des Warenverkehrs, Ausbau Schienengüterverkehr, Fernbahnen und Hochgeschwindigkeitsbahnen sowie zunehmender Digitalisierung, die den privaten und gewerblichen Stromverbrauch vor allem wegen ihres zunehmenden Datenspeicherbedarfs und des damit verbundenen Kühlbedarfs stetig steigen läßt.

3. Teilen Sie die Annahmen der Übertragungsnetzbetreiber insbesondere zu den Verfügbakeitsquoten der Erneuerbaren Erzeugung, dem Lastmanagementpotential und der Zurückhaltung gegenüber Stromimporten aus dem Ausland?

– Verfügbarkeitsquoten RES: Nein, absolut nicht. Ich bin im Gegenteil zu der nachweisbaren Erkenntnis gelangt, dass hier ein strukturelles Problem vorliegt. Mal abgesehen von der aus logischer Sicht betrachtet absoluten intellektuellen Fehlleistung, mit der Festlegung einer hypothetischen Annahme eben deren Richtigkeit beweisen zu wollen. Das Ziel der Energiewende lautet 100% RES. Nichts anderes. Das allerdings kann nicht funktionieren, wenn der Weg dahin mit der Funktionalitätsbedingung 100% Nichtverfügbarkeit von RES – oder 97% bei Offshore Wind, das macht die Kuh nicht bunter – berechnet und beschrieben wird.

Bisher haben die ÜNB und ihre kongenialen Partner bei der BnetzA unter dem Strich nur den ziemlich einfach widerlegbaren Nachweis erbracht, dass es angeblich „nicht geht“. Jeder Ingenieur, Techniker, Planer oder Fachmann, der etwas auf sich hält, kann darauf nur eine Antwort geben: „Geht nicht gibt‘s nicht!“. Als olcher fühle ich mich von den Aussagen der letzten Jahre in den SRE und NEP, und noch mehr von den bislang lauen Reaktionen auf Beiträge und Input meinerseits, nahezu vollständig beleidigt. Als wäre die gesamte persönliche, freiwillige Weiterbildungsenergie meines Lebens als Klopapier verwendet und in den Abort gespült worden.

Jedenfalls sehe ich die in den letzten Jahren vorgelegten Berechnungen und NEP, SRE, etc. sehr viel eher als Beweis, dass ÜNB und BNEtzA als „Duo in machina capto“ schlicht nicht in der Lage sind, die Herausforderung ohne unabhängige, von eigenen Interessen, seien es Geschäftsmodelle, behördliche Karrieren, politische Reputation, Stellung und Macht, weitgehend freie Inputgeber zu bewältigen. Vereinzelt wundert es mich daher nicht, wenn ich höre, das Duo könne es schlicht nicht.

Dabei ist es einfach: Finden Sie eine Antwort auf die Frage, WIE sie es möglich machen können. Noch einfacher: Nehmen Sie unseren Vorschlag ernst und unsere Angebote an.

Die Verfügbarkeit von RES zu 100% möglich zu machen, ist ein klares Ja zu

– der vergleichenden Betrachtung eines komplett dezentralen Ansatzes, was schließlich auch der historisch gewachsenen Struktur exakt entspräche

– einem unwiderrufbaren Ja zur Implementierung vielfältiger Speichertechnologien auf allen Netzebenen, an allen Netzknoten und an allen Netzanschlusspunkten, auch als Element investierbarer und vergütbarer Netztechnologie für ÜNB/VNB.

– einer Integration aller vier Netzebenen samt ihrer ungenutzten Potentiale in die Betrachtungen

– einer mindestens komplementären Betrachtung der Netzabschnitte und des Netzes nach alternativen Ansätzen, z. B. dem zellulären Ansatz des VDE.

Ich denke, dass, eine zugleich politische und administrative Behörde auf Bundesebene, die sich auf einen politischen Auftrag beruft, der sich explizit zwar auf lediglich ein bestimmtes Gesetz stützt, sowohl das Recht, als auch die Pflicht hat, weitere fachrelevante Gesetze bei der Umsetzung des erteilten Auftrags wirksam in Betracht zu ziehen. Sollte die Behörde dazu nicht in der Lage sein, dann ist sie entweder weitgehend falsch besetzt, überfordert oder schlicht überflüssig.

Den ÜNB solle es bei der gesamten Herausforderung nützen und von Vorteil sein, wenn sie, als wirtschaftlich und technisch Verantwortliche für die zuverlässige Bereitstellung von ausreichend Leistung zu jeder Zeit und an allen Orten aus der Not eine Tugend machen und die Errichtung von Speicheranlagen jeder Art an allen Ihren Netzknoten und Verknüpfungen als für den Netzbetrieb notwendige und sinnvolle Bausteine für sich reklamieren und umsetzen. Mit anderen Worten: „Auch Speicher sind Netzelemente“ oder „Speicher sind auch Netzelemente“.

Fragen Sie sich: Warum kann ein aus Südafrika stammender Milliardär das überwiegend mit Kohlestrom gefütterte Netz eines ganzen australischen Bundesstaats mit einem einzigen Speicher stabilisieren, mit einer Bauzeit von unter einem Jahr, während das in einem der wichtigsten Industrieländer der Welt angeblich mangels verfügbarer Technologie nicht möglich ist und die favorisierte Lösung „Ausbau des (Übertragungs)Netzes“ allein einen Planungshorizont von 10 Jahren aufweist?

Es fehlt nur noch der Satz: “Niemand hat die Absicht ein Netz zu errichten…!“

Wenn RES zu nahe 100% NICHTVERFÜGBAR sind, dann macen Sie diese verfügbar und verstecken Sie sich nicht hinter fadenscheinigen Argumenten. Die 120.000 kWh Speicher dort haben zwar 50.000.000 Dollar gekostet, was in etwa 2.200 € / kWh entspricht, sind aber auch nur ein erstes Pilotprojek in dieser Größenordnung. Serienanlagen sind mittlerweile für unter 1.000 € / kwh zu haben und der Fahrzeugspeicher der TESLA-Fahrzeuge liegt bei unter 100 Dollar / kWh. Das Potential ist erkennbar. Es abzurufen ist die gefragte Aufgabe. Wie wäre es, wenn wir Speicher für die Leitung Remptendorf-Redwitz auslegen, diese weltweit ausschreiben, dann bauen lassen und live testen? Ein paar Millionen €€ aus der Staatskasse sollte uns diese Zukunftsoption schon wert sein.

– Lastmanagement Demand Side Management: In einem System mit ausreichend Speicheroptionen spielt Lastmanagement auf Grund seiner Dimension und seines beträchtlichen organisatorischen Aufwands keine größere Rolle. Bei einem unverdrossenen weiter so ist Lastmanagement eine Option. Allerdings nur, wenn weiterhin die Kosten für den Netzausbau auf die Mehrheit der Geringverbraucher umgelegt und der Nutzen lediglich wenigen Großverbauchern zugänglich gemacht wird. Die Fortsetzung dieser politischen Fehlsteuerung wird allerdings über kurz oder lang an der normativen Kraft des Faktischen scheitern. Die einseitig Belasteten werden so oder so entweder durch Verhaltensänderungen ausweichen oder den Konsum von Elekrizität verringern.

– Die Zurückhaltung gegenüber Stromimporten aus dem Ausland ist unverständlich. Denn die Bereitstellung von Energietransportkapazitäten ist das (einzige und von daher essentielle) Geschäftsmodell der ÜNB. Allerdings verdienen die Mitbewerber und Kollegen jenseits der Grenze auch daran. Der eigene Nutzen endet buchstäblich an der Grenze. Da ist dann logischerwise das Inland prioritär. Womöglich wäre es interessanter, wenn die Netzbetreiber sich ausbreiten könnten,wo und wann sie wollen. Darüberhinaus läuft eine solche Haltung – erst recht, wenn man bedenkt, dass die vier In der BRD tätigen ÜNB keine „deutschen“ Unternehmen im Sinne einer Begrenzung auf das Territorium der BRD sind – der eigenen korporativen DNA zuwider, in der sich mit Stimmrechten ausgestattete Beteiligungen aus Norwegen, Schweden, Belgien, den Niederlanden bis Australien befinden. Die Zurückhaltung ist insoweit unverständlich, im Kern unsinnig und generell überflüssig. Vergeudete Energie, wenn man so will.

Was dafür spricht, sind die in der BRD deutlich besserenWeidegründe für Netzbetreiber, die über die Anreizregulierung mit einem nahezu bei Null liegenden Geschäftsrisiko und einer satten Rendite gesegnet sind. Dann transportiert man Stromeben sehr gern durch deutsche Länder.

3. Halten Sie die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene Zuordnung des Anteils von Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch von 50,5 % (Szenario A 2030) über 54,3 % (Szenario B 2030) bis 54,8 % (Szenario C 2030) für angemessen?

Realistisch gesprochen verständlich, also Ja. Allerdings nicht wünschenswert und von daheer NEIN. Vor allem vor dem Hintergrund, dass das Gesamtziel für 2050 bereits auf 80% gesenkt wurde. Als würden die degenerierbaren Ressourcen ewig reichen. Grundsätzlich gehören die strukturellen Weichen umfassend neu gestellt:

– CO₂-Bepreisung durch eine nach Primärenergie- und Emissionsfaktoren gestaffelte, kontinuierlich wachsende Energiesteuer als international verbindliche Vereinbarung zur Umsetzung der Klimaziele von Paris. Für alle Unterzeichner des Pariser Klimaabkommens gleich, damit wäre die Angst vor Wettbewerbnachteilen für einzelne Länder vom Tisch. Abweichler wären trotzdem mit Besteuerung ihrer Exporte in Teilnehmerländern konfrontiert.

– In Verbindung damit die gleichzeitige Beendigung des EEG für Neuanlagen

Das Thema ist aber imFunktionszusammenhang nachrangig. So wie er da steht, verhindert der Satz Neues und konserviert das „Weiter so!“

3. Halten Sie die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagenen jährlichen Zubauraten (insbesondere die angenommene Realisierungswahrscheinlichkeit der bezuschlagten EE-Anlagen) für angemessen?

Nein. Von Zubauraten halte ich exakt gar nichts. Seit wann haben wir wieder eine kommunistische Planwirtschaft?

3. Halten Sie die von den Übertragungsnetzbetreibern angekündigte Fortschreibung der Methode zur Regionalisierung der regenerativen Erzeugung für sinnvoll?

Nein. Die Entscheidung über Standorte und Bau von Energieanlagen ist und sollte Ländersache, in großen Ländern noch besser Landkreissache sein und bleiben. EU und Bund solltenlediglich dafür sorgen, das reaktionäre und vollkommen überalterte Gemeinderäte inihrem Bestandserhaltugnswahn konseqeunt daran gehindert werden, Investitionswilligen alles aus reinem Bauchgefühl heraus verweigern zu können und ihre Ämter zu fortgesetzten Torpedierung von sinnvoller Entwicklung zu mißbrauchen. Dazu gehören zum Beispiel die vielen übergriffigen Photovoltaikverhinderungsbeschlüse durch geschickte Flächennutzungspläne.

Wenn in Bayern z. B. eine irrationaler Weise noch immer allmächtige Staatspartei einem ganzen Land Enthaltsamkeit bei der Nutzung von Windenergie vorschreibt und gleichzeitig unter dem Feigenblatt einer angeblichen liberalen Politik und Marktwirtschaft Naturschutzgebiete der wirtschaftlichen Ausbeutung preisgibt, dann haben für mich Begeisterung und mögliche Unterstützung dieser Verkaufsmanager meiner Heimat deutlich einen weiteren Endpunkt erreicht.

Generell steht dieser neue Ansatz der Regionalisierung – noch dazu im Top-Down-Modell bis auf Landkreisebene herunter – in krassem Widerspruch zur klaren Ansage der Europäischen Ebene einer Modellierung und zentralen Datenaufbereitung und Nutzbarmachung nach dem Bottom-Up-Prinzip, das nach Vorgabe der ENTSO-E – des europäischen Gemeinschaftsverbundes aller Netzbetreiber zur Eleichterung und Ermöglichung einen umfassenden Handel von Erzeuger bis Endverbraucher ermöglichen soll. Ohne Grenzen und Regionalmarktbeschützer dazwischen.

Folgt der ENTSO-E und sorgt für die Abschaffung des § 12f im Energiewirtschaftsgesetz.

3. Halten Sie die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene Vorgehensweise zur Bestimmung des Anlagenrückbaus (Wind Onshore und PV) für sachgerecht?

Innerhalb der geschlossenen Vorstellungs- und Betrachtungswelt, also der Filterblase, in der BNetzA und ÜNB sich aufhalten, Ja. Aufs Ganze gesehen: Irrelevant. Dann muss für Ersatz gesorgt werden, da sonst der bisher erreichte Stand der Energiewende buchstäblich zurückgebaut wird.

3. Sind die angenommenen durchschnittlichen Lebensdauern der Anlagen sowie der Zeitverlauf auf Grundlage der Weibull-Verteilung realistisch?

Nein, Sie sind ein erster Versuch, sich demThema zu nähern und von daher zu begrüßen. Eine Weibull-Verteilung ist ein nettes Gimmick für Makro-ökonomische Betrachtungen und gibt Anlass zu Spekulationen. Technisch ist das alles ohne Wert und eine klare politische Eintscheidung fehlt obendrein. Das ist eine der vielen Stellen, an denen es keine politische Vorgabe für die BnetzA gibt und an der sich beipielhaft die behauptete Weisungsgebundenheit und Folgsamkeit gegenüber dem gesetzlichen Auftrag in klare Beeinflussung der Politik durch die Combo BnetzA / ÜNB verkehrt.

3. Wie beurteilen Sie die Vorgehensweise der Übertragungsnetzbetreiber bei der Prognose von Wind Offshore? Ist die Aufteilung der prognostizierten Leistung Wind Offshore zwischen Nord- und Ostsee sinnvoll?

Diese Prognose scheint von einem tatsächlich baubaren Potential auszugehen. Die Quelle dieser Prognose ist unklar. Falls sie zutrifft, ist das so für den Moment in Ordnung. Die Aufteilung nach Nord- und Ostsee ist lediglich in technischer Hinsicht relevant. Zumindest so lange für beide Standorte annähernd gleiche Betriebsbedingungen gelten.

3. Wie bewerten Sie die im Entwurf des Szenariorahmens 2019-2030 von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene regionale und sektorspezifische Methodik zur Ermittlung des Stromverbrauchs und dessen Höhe?

Lehne ich nach wie vor vollständig ab. Ich will eine Erfassung aller Stromverbräuche in Echtzeit: Ausgabe verbindlich als .csv im 1/4-Stundentakt plus Peaks durch hochauflösende Impulsmessung für jeden Zähle, was übrigens ohnehin ein Leistungsmerkmal jedes so genannten Smart Meter ist, eine ausschließlich beim Meßdienstleister per kryptographsicher Verschlüsselung erfolgende vollständige Anonymisierung der Nutzerdaten (System der Schlüsselpaare bei Meßdienstleister, Versorger und Endverbraucher, die dann auch die alleinigen Installationsorte für die perspektivisch hinzukommende Block-Chain-Technologie für Energie sind) und dadurch eine direkte (nahezu) Live-Abbildung aller Leistungs- und Energieflussdaten an allen Zählpunkten, allen Netzknoten, Netzabschnitten, Ein-und Ausspeiselpunkten samt Speicherung und graphischer Aufbereitung dieser Daten für jedes Netzelement. Die Lastgänge für Einspeiser und Abnehmer sollen ausschließlich kodiert beim Meßdienstleister hinterlegt werden. Diese Vorgehen entspricht im Grunde dem eines kompletten Verkehrsleitsystems. Die Software dazu ist im Übrigenbereits verfügbar und in kleinerem Maßsstab bereits imEinsatz (ca. 600.000 angeschlossene Meßstellen). An dieser Stelle erfolgt kein Hinweis wo, da ich keine Schleichwerbung betreiben will. Der Anbieter ist derzeit allein am Markt.

3. Erachten Sie die Auswahl und die Auswirkungen der unterschiedlichen Treiber je nach Szenario für den Stromverbrauch als angemessen?

Nein. Der SRE sollte jeweils mindestens eine Betrachtung für den maximalen Zubau an Treibern in Betracht ziehen (diverse Maximalszenarien) und darüber hinaus eine „Spielwiese“ (Online oder App) für Laien bieten, in der verschiedene Szenarien in rechnenden Tabellen durchgespielt werden können.

3. Erachten Sie die Auswahl und die Auswirkungen der unterschiedlichen Energieeffizienzfaktoren je nach Szenario für den Stromverbrauch als angemessen?

Nein. Hier besteht riesigerAusarbeitungsbedarf. Keine Pauschalisierungen auf Grund makro-ökonomischer Gimmicks mehr. Das gleicht dem Verschieben von Geisterarmeen auf Planungstischen. Effizienz bedarf eines wirksamen Treibers, keiner Planung. Der einzig wirksame Treiber ist der Preis. Der hier zumeist von neokonservativen Industriemanagern geäußerte Satz, die Industrie sei bereits ausreichend effizient, die Potentiale seien ausgereizt, der hier stets platziert wird, um Preiserhöhungen vorzubauen, darf nicht gelten. Denn gerade deren Investitionen werden durch Preiserhöhungen dann eben umso rentabler, während Spätzünder endlich motiviert werden, etwas zu unternehmen. Es sind ja schließlich Unternehmer und keine Besitzstandswahrer oder Vermögensverwalter.

3. Wie bewerten Sie die im Entwurf des Szenariorahmens 2019-2030 von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene Methodik zur Ermittlung der Jahreshöchstlast und deren Höhe?

Unzureichend, weil – wie die ÜNB selbst, ihrem SRE schreiben, die Höchstlast der Verteilnetze die des Übertragungsnetzes bei weitem übersteigt.

Vorhersage: Der gesamte Masterplan einer zentralisierten Planungsoberhoheit wird am Ende scheitern. AuEs sei denn, er wird zu horrenden politischen, gesellschaftlichen und vor allem volkswirtschaftlichen Kosten realisiert, die nicht mehr per Effizienz reduziert werden können. Die angestrebte Wertschöpfungskette – weithin wahrgenommen als Abzockungskette – wird beim Gros der Endverbraucher rmit dem kleinsten Verbräuchen und dem kleinsten Budget, also beim schwächsten Glied, reissen. Schlicht weil deren Energiekosten relativ zu ihren Einkommen viel zu stark steigen und aktuell niemand mit irgendeiner Umsetzungsmacht an einer Kompensation interessiert ist.

3. Ist der Einfluss der zunehmenden Sektorenkopplung (insbesondere der deutliche Anstieg von E-Mobilität und Wärmepumpen) angemessen berücksichtigt?

Nein. Wie bereits gesagt sollte ein maximal-Szenario mit 100% 2050 stehen. Der Verein Plattform Energie wird ein solches sehr bald liefern.

3. Inwieweit halten Sie die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagenen Flexibilitätsoptionen dem Grunde und der Höhe nach für realistisch? Sollte das von den Übertragungsnetzbetreibern dargestellte Flexibilitätspotenzial je nach Region unterschiedlich abgebildet werden?

Diese Darstellung und der zugehörige Gedanke sind mir vollkommen TOFU: Sie sind für sich gesehen nachvollziehbar. Sie sind aber kein bißchen zielführend, da das Ziel lediglich vom via ENWG bestimmten Auftrag der BnetzA vorgegeben wird. Mit der Realtität hat das Ganze schon jetzt wenig und in Zukunft sicher nicht wesentlich mehr zu tun. Das Thema Flexibilitätsoptionen wird sich für das Netz durch den Einsatz von Speichern sowieso erledigen und bleibt dann nichts mehr, als ein eventueller Kostensteuerungsparameter für Endverbraucher. Diese banale Erkenntnis ist leicht nachzuvollziehen, wenn man allein das Potential der Haushalte für Speichertechnologie betrachtet.

3. Wie beurteilen Sie den von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagenen Gleichzeitigkeitsfaktor des Strombezugs im Rahmen der Elektromobilität und der Wärmeversorgung privater Haushalte?

Im Ansatz gut gedacht, aber irrelevant, weil zu einer Energiewende definitv ein Stromspeicher in jedem Haushalt gehört. TenneT hat neulich 7 kW bei 7 kWh als gängiges, erwartbares Markangebot angesetzt. Da kann man im Moment mitgehen, in 2 bis 3 Jahren 20 kWh bei 50 kW aktiv / reaktiver Leistung auf der Netzseite und PKW-Seite und 3 x 6,6 kW auf der Haushaltsseite. Ich nenne hier Komplementärwerte für die privtae Andbindung von Elektromobilität.

3. Sind die von den Übertragungsnetzbetreibern dargestellten Betrachtungen zu Power-to-X Anlagen dem Grunde und der Höhe nach angemessen?

Nein. Um Dimensionen zu niedrig. Ein Bruttostrombedarf 1.150 TWh entspricht einem Bedarf von ca. 85 GW P2XXX. Generell wird sich Power-to-X weltweit auf Wasserstoff und synthetisches Methan stützen, wobei der Umfang der Verbreitung von dem Kosten des Handlings abhängen wird. Die Bereitstellungseffizienz wird dadurch überspielt werden.

3. Inwieweit halten Sie die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagenen PV- Speicher dem Grunde und der Höhe nach für realistisch?

Viel zu niedrig. 200 GW sind bis 2035 notwendig und machbar.

3. Sind die von der Bundesnetzagentur dargestellten Betrachtungen des BVES zu PV-Speichern und Großbatteriespeichern (> 1 MW) dem Grunde und der Höhe nach angemessen?

Nein. Die Dreiteilung der Speicher in verschiedene Größen folgt einem klassichen Denken in Leistungskategorien, von dem nicht Recht klar wird, worauf sie überhaupt beruhen.

Eine technische Unterteilung nach Funktionalität und Einsatzzweck sowie technischer Bauart und qualitativen Merkmalen wäre sinnvoller und nutzbringender.

Demnach gibt es

– Kurzzeitspeicher für Stunden und Tagesbedarfe, vollautomatische automatische Last- und Leistungsspitzenkompensation, Blindstromkompensation, Filterung und Beseitigung von unerwünschten Oberwellen und Phasenverschiebungen im Netz; sowie galvanischer Trennung von Verbrauchern vom Netz zur Flexibilisierung individueller und veränderlicher Bedarfe. Bauorte: Diese Speicher umfassen alle Arten von Speichern in den Netzebenen 1 (NS) und 2 (MS),für Haushalte, GHD, kleine Industrie, und Elektromobilität. Bauarten sind diverse verfügbare Li-Ion-Technologien, ggf. NaS ab 1 MW / 1 MWh und Red-Ox-Flowspeicher. Wesentliches Merkmal ist das Verhältnis der Dimensionerung von Leistung und Kapazität, die von „Betragsmäßig nahezu gleich“ bis betragsmäßig vielfach größere Leistung als Kapazität reicht.

Beispiele:

Von der Sonnenbatterie der ersten Generation mit 4 kWh Energie bei 2 kW Leistung über einen vergleichbaren Haushaltsspeicher, handelsüblich, 2,5 kWh Energie bei 2,3 kW Leistung (namhafter deutscher Hersteller) bis zum weltweit meistverkauften Elektrofahrzeug, dem NISSAN LEAF 1 mit 24 kWh Energieinhalt bei 80 kW Leistung.

– Mittelfristspeicher: Größere produzierende Betriebe, versorgungskritische Infrastruktur, Reserveenergie und Reserveleistung an Netzknoten und lokale Überbrückung einiger Tage.

Deren verhältnismäßige hohes Leistungspotential bringt allein konstruktiv eine für mehrereTage oder gar Wochen ausreichende Speicherkapazität mit sich. In Frage kommende Bauarten Red-Ox-Flow, Li-Ion- Powerbanks auf LiFePo-Basis, P2G-Speicher für mittlere KWK, PSW und punktuell Druckluftspeicher oder einzelne Schwungradspeicher. Bauorte sind Netzknoten und Einseise- / Ausspeisepunkte auf den Netzebenen 2 /MS) und 3 (HS) sowei bestimmte große Verbraucher.. Merkmal ist in der Regel in etwa gleiche Dimension von Leistung und Kapazität bei den elektrochemischen Speichertypen.

– Langzeitspeicher: Bei dieser Kategorie tritt das Leistungsmerkmal endgültig weit hinter das der Energiekapazität zurück. Es handelt sich ausnahmlos um Großspeicher, deren Leistung sozusagen automatisch mitgeliefertes Beiwerk für die Kapazität ist. Hier kämen Red-Ox-Flow -Batterien und Gaskavernen mit P2G und Gaskraftwerke in Betracht.

3. Wie beurteilen Sie die CO₂ -Berechnungen der Übertragungsnetzbetreiber/des Umweltbundesamts und der Bundesnetzagentur auf der Grundlage der Vorgabe des Klimaschutzplans 2050?

Unzutreffend und unzureichend. Das Ziel muss sein: CO₂ Ausstoß 2050 kleinerr oder gleich Null.

Ja, richtig gelesen. Negativer CO₂ Ausstoß durch gezieltes energetisches Recyclng von CO₂.

3. Ist die verbindliche Vorgabe eines CO₂ -Ziels sinnvoll?

Wenn es für 2050 kleiner gleich Null lautet, dabei 2030 die 50% Marke erreicht sein wird, es keine rechnerischen Tricks durch pauschale Freikontingente oder mehr gefühlte als rechnerisch nachgewiesene Emissions- und PE-Faktoren gelten, dann JA.

3. Ist die Vorgabe entsprechender Instrumente, die in der Marktmodellierung zur Erreichung des CO₂ -Ziels unterstellt werden sollen, sinnvoll?

Nur, wenn es sich um die Vorgabe einer wie beschrieben nach Emissionen und Primärenergiefaktoren extrapolierten Energiesteuer handelt, die kontinuierlich bis zu einem Kompensatiosnpreis für das komplette Recycling der CO₂-Emissionen in jährlichen Erhöhungen gesteigert wird. Aus dem Ertrag müssen weltweit zu einem Großteil Grundeinkommen für die Unterprivilegierten zur Kompensation höherer Preise finanziert werden.

3. Welche der von den Übertragungsnetzbetreibern vorgestellten Ansätze für die Modellierung der nationalen CO₂ -Klimaschutzziele halten Sie für realistisch?

Realistisch alle, wünschenswert keines. Das ist viel zu wenig ambitioniert. Man könnte fast meinen, Sie zweifeln an sich und den Fähigkeiten unserer Techniker. Noch dazu sind nationale CO₂-Ziele sowieso unbedeutend, weil die Kompensation der Kosten sofort ausgereizt sein wird. Entweder weil Preise steigen und Unternehmen weniger verkaufen oder weil die kleinen Endverbraucher das alles nicht erwirtschaften können.

3. Halten Sie die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene Zuordnung sämtlicher nationalen Szenarien zu einem einzigen europäischen Szenario für angemessen?

Sinnvoll Ja, wenn die SRE auch nach der Methodologie der ENTSO-E aufgebaut werden und deren Grundsätze, vor allem der Transparenz und des Bottom-Up-Ansatzes vollumfänglich umgesetzt werden. Es ist meine dringende Forderung an die BnetzA, die Politik darauf hinzuweisen, dass der §12f EnWG hier hinderlich ist und auf Abschaffung zu drängen.

Angemessen: Nein, schon gar nicht vor dem Hintergrund der Deutschen Energiewirtschaft, dabei die europaweite Führungsrolle einnehmen zu wollen und die Vorgaben zu machen. Das hat schon begonnen und ist nur als die vergrößernde Übertragung des „deutschen Modells“ auf Europa gedacht. Damit wieder mal alles so bleibt wie es ist. Sorry, aber dafür sind wir nicht zuständig .Ein wenig Demut täte vor allem bei uns gut, wenn es schon so weit gekommen ist, dass die vermeintlich wichtigsten politischen Akteure umfallen und vor der Energiewende und den damit verbundenen Herausforderungen kapitulieren. Zudem hat der deutsche Fürhungsanspruch bei der Energiewende komplett versagt. Die bisherigen Ergebnisse der deutschen Energiepolitik gleichen in dieser Hinsicht dem Ausscheiden in einer Qualifikationsrunde zu WM. Quasi italienische Verhältnisse sozusagen. Das aber würde in Deutschland nicht nur kein Trainer überleben, sondern auch der gesamte DFB-Vorstand samt leitendem Personal in den Haupt- und Unterabteilungen nicht.

3. Erachten Sie die von den Übertragungsnetzbetreibern angesetzten Werte für die Übertragungskapazitäten der Anrainerstaaten mit Deutschland als angemessen?

So weit diese mit entsprechend leistungsstarken Großspeichern und dazugehöriger Kapazität für 96 Stunden verbindlich verknüpft werden: JA, ansonsten NEIN. Allein der Hintergrund der EU-weiten Handelsextrapolationen von ENTSO-E auf Transportkapazitäten mit der mehrfachen Leistung als bisher sollte gerade wegen der zentralen Position der BRD in der Europa den hierzulande momentan mit der Aufgabe Betrauten zu Denken geben und sie zur Suche alternativer Lösungen antreiben. An statt einer notorischen, fortgesetzen Modernisierungsverweigerung anheim zu fallen, die für alte Männer und Frauen typisch sein mag, den folgenden Generationen aber nichts bringt ausser Erblasten und Ressourcenmangel. Dagegen ist der bisherige Stromtrassenwahn ein leichtes Fieber, das mit dem augenblicklichen technischen Horizont der Stakeholder nur ein Rezept kennt: Noch mehr Stromtrassen.

3. Werden Sensitivitätsberechnungen für den Netzentwicklungsplan 2019-2030 als sinnvoll erachtet?

Als akademische Übung: JA. Zu Planungszwecken. Eher nein bis indirekt. Da müßten ausnahmslos alle Parameter vorab intensiv durchgspielt werden. Das ist eine interessante Übung für Studenten. Zu einer nachhaltigen und intelligenten Planung gehört allerings mindestens eine Erhebung und eine vergleichende Betrachtung der Meßdaten aller angeschlossenen Zählpunkte, Netzknoten und Ein- wie Ausspeisepunkte.