20. Market structures:

20.1. Vertragsstrukturen 2013, S: 148

Struktur Sales – Im Monitoring 2014 als Lieferantenstruktur bezeichnet.

20.2. Drei Vertragsebenen: Grundversorgte beim „Grundversorger“, Sondervertrag mit „Grundversorger“, Sondervertrag mit anderen Lieferanten. S. 144

20.2.1. Grundversorgte beim „Grundversorger“ waren 41% der Verträge mit 82 TWh = 49% Energieabnahme, S 148, im Mittel 2.400 kWh je Vertrag, S. 149; (2014),

2015: 2.200 kWh

2015: 32,1% S. 193 (2014: 32,8%)

20.2.2. Sonderverträge mit „Grundversorger“ waren 45% der Verträge mit 48 TWh = 29% Energieabnahme; S. 148, im Mittel 4.000 kWh je Vertrag, S. 149;

2015: 2.900 kWh

2015: 43,1 % S. 193 (2014: 43,2%)

20.2.3. Sonderverträge mit anderen Lieferanten waren 21% Verträge mit 38 TWh = 38% der Energieabnahme, S. 148, im Mittel 4.000 kWh je Vertrag, S. 149;

2015: 2.900 kWh

2015: 25,0% S. 193 (2014: 24%)

Von all dem entfallen mit 127 TWh 75% auf Haushaltskunden, S. 148

20.3. Der Anteil der Kunden, die nicht mehr mit dem Grundversorger in einem Vertragsverhältnis stehen, ist dementsprechend abermals, wenn auch nur leicht, gestiegen; insgesamt ca. 75 % aller Haushalte werden nach wie vor durch den Grundversorger beliefert. S. 193

Was auffällt: Die Zahlen im Bericht 2016 sind nicht in sich konsistent.

20.4. SLP: Bis 100 MWh, S. 148 Stromabnahme ca. 168 TWh (Haushalt und Gewerbe)

20.5. … ohne die Berücksichtigung von Konzernzugehörigkeiten und Unternehmensverflechtungen. S. 185

19. Import & Export:

19.1 Import- und Exportkapazitäten minus 2,79% auf 21.137 MW in 2013 = 21.137 MW, S. 20

2014 = 21.200 MW, S. 142

2015 = 19.652 MW, S. 142

19.2. Stromaustausch Import-Export von

2012 = 79,7 TWh um 8,4%, auf

2013 = 86,4 TWh S. 20

2014 = 83,9 TWh S. 23

2015 = 85,0 TWh S.23 (1,3%) S. 23

19.3. …ein Anstieg des deutschen Exportsaldos von vormals 34,5 TWh in 2014 auf 51,0 TWh in 2015, S. 10; Plus von 47,8%. S. 23

Die Exporte … 68,0 TWh im Vergleich zu 59,2 TWh (2014) zu S. 10

2015 … gekennzeichnet … neue Höchststände im Stromexport. S. 23

19.4. Deutschland als zentrale Drehscheibe des europäischen Stromhandels, s. 23

Der Handelssaldo ist trotzdem weiter angestiegen, …

Export im Vergleich zum Import zugelegt S. 23

…gesunkene Übertragungskapazitäten häufiger ausgenutzt. S. 23

Rückgang der Importe von 24,7 TWh (2014) auf 17,0 TWh (-31,3%) Exporte von 59,2 TWh (2014) auf 68,0 TWh (+14,9%) Insbesondere Österreich: Exportsaldo von 28,7 TWh

Niederlande: Exportsaldo von 16,2 TWh, S. 23

19.5. Nettoexportüberschuss 2012 21,7 TWh auf 2013 32,5 TWh, S. 20

19.6. Erweiterung des Handels auf 15-Minuten-Kontrakte, S. 21

19.7. Vertragsstruktur 2013 / 2015 S. 201

• Haushaltskunden (SLP) 45%
• Sonderverträge beim Grundversorger 2013 34%

(2014: 43,2 7 2015 43,1%). S.27.

• Grundversorgung beim Grundversorger 2013 33%

(2014: 32,8 / 2015 32,1%).

• Sonderverträge bei Fremdversorgern 31% (Stromwechsler) S. 21,

(2014: 24,0 % / 2015 24,9%).

Worauf die Abnahme der Marktkonzentration und damit der Marktmacht beruhen sollen, bleibt unklar… Genauso wenig kann von deutlichen Veränderungen, erheblichen Zunahmen oder Abnahmen gesprochen werden. Die Anzahl jährlich abgeschlossener Neuverträge sagt rein gar nichts über die Marktanteile aus. Zumindest nicht, solange man seinen eigenen Zähler nicht mitnehmen kann., Das ist reine Augenwischerei. Der Bezug auf 2010 ist ein ziemlich dürftiges Ablenkungsmanöver. Es entwickelt sich kein echter Wettbewerb. BnetzA und BKartA täten gut daran den Gründen und den Ursachen auf die Schliche zu kommen.

18. Ökostrom:

Ökostrom 2013:
Haushaltskunden 20,8 TWh, 16,9% von 127 TWh (28,41 ct /kWh)
Weitere Kunden (Wie DB) 27,5 TWh, 8,3% von 331,9 TWh
Gesamt 48,3 TWh = 10.,6% von 456,1 TWh

Ökostrom 2014:
Haushaltskunden 21,5 TWh, 17,4% von 155,1 TWh (27,75 ct /kWh)
Weitere Kunden (Wie DB) 25,0 TWh, 8,4% von ???,? TWh
Gesamt 48,3 TWh = 10.,6% von 456,1 TWh

Ökostrom 2015:
Haushaltskunden 24,0 TWh, 19,8% von 181,1 TWh (28,35 ct /kWh)
Weitere Kunden (Wie DB) 27,5 TWh, 8,7% von ???,? TWh
Gesamt 48,3 TWh = 10.,6% von 456,1 TWh

17. Wärmestrom:

Heizstrom, eine homöopathische Medizin: S. 175

17.1 Nachtspeicher: 13,2 TWh, 1,6 Mio., Zählpunkte, 8.000 kWh / a

Nachtspeicher: 13,2 TWh, 1,6 Mio., Zählpunkte, 7.500 kWh / a zu 20,59 ct/kWh in 2015.

Nachtspeicher 12,1 TWh, / 7.200 kWh / a. S. 226

17.2. Wärmepumpen: 2,5 TWh, 360.000 Zählpunkte, 6.800 kWh / a

Wärmepumpenstrompreis 2015: 21,33 ct/kWh.

2,3 TWh, / 6.200kWh /a. S. 226

Auch hier divergierende Zahlen im gleichen Bericht!

Arithmetisches Mittel 2013 20,6 ct / kWh

Nachtspeicher: 20,59ct/kWh (inkl. USt),

Vorjahresniveau 20,42 ct/kWh.

Wärmepumpe: 21,33 ct/kWh (inkl. USt),

Vorjahresniveau 20,43 ct/kWh.

Arithmetisches Mittel 2015 21,1 ct / kWh

Im Heizstrombereich haben die Wechselaktivitäten von Heizstromkunden erneut zugenommen, S. 7, auf 6%, S. 29, / 6,6% S. 227.

Herauszufinden, warum der Wärmepumpenverbrauch so hoch ist, wäre eine interessante Arbeit. Dieser Wert passt überhaupt nicht zur Realität von Wärmepumpen im modernen EFH: 3.600 kWh / a bei einer Luft-Wasser-Wärmepumpe mit schlechter Effizienz (JAZ max. 2,5). Da es sich überwiegend um effiziente Neubauten und hervorragend sanierten Bestand handelt, in den Wärmepumpen eingebaut werden, ist diese Frage angesichts des langfristigen Potentials der Wärmepumpentechnologie von enormer Bedeutung: Ca. 5.000 kWh / a Effizienzsteigerung bei ca. 15. Mio. Wohngebäuden im Bereich EFH/2FH und kleine MFH bis ca. 8 Einheiten. Oder 15 TWh Strom für Wärmepumpen, der ca. 60 TWh fossilen Brennstoff ersetzt, rein generativ gewonnen werden kann (Wärmepumpen sind sehr wohl zeitlich steuerbar und Häuser können Wärme speichern) und damit eine im Vergleich Erdgas / Heizöl / Flüssiggas mögliche Einsparung von 13.500.000.000 kWh bei 300 g CO₂ / kWh = 4,05 Mio. Tonnen CO₂ pro Jahr.

17.3. Fremdgänger (nicht beim Grundversorger) 2%, S. 17 betrug 2015 rund 6,6 Prozent und ist somit im Vergleich zum Vorjahr (2014: 4,3 Prozent) gestiegen. S. 10

17.4. Zitat BnetzA: Es bestehen insbesondere keine technischen oder rechtlichen Hindernisse für die Belieferung von Kunden im Versorgungsgebiet anderer Lieferanten, BNetzA S. 177

Das stimmt, es gibt nur kaufmännische Hindernisse durch gezielte Angebote zur Verringerung der Konkurrenz über konzerninterne Querfinanzeirung.

16. EEG-Umlage:

16.1. Erheblich steigende EEG-Umlage (21%), S. 6

Die Antwort auf Herausforderungen, die ein fürsorglich betreuter Markt nicht bewältigen kann, lautet nach BnetzA also: Noch mehr betreuter Markt. Ich nenne es betreutes Geschäfte-Machen für überbezahlte Funktionseliten! Vgl. S. 57

Der Mythos: Energiewende über EEG-Umlage Hauptpreistreiber für Strompreise, S 86, und Die EEG-Umlage ist der böse Kostentreiber… S. 169

Diktion im Jahr 2016:

16.2. Die EEG-Umlage dient dem Ausgleich zwischen den, bei den ÜNB anfallenden EEG-Kosten und den Erlösen der EEG-Vermarktung am Spotmarkt und beträgt allein schon über 21%. Die Netzentgelte stiegen ebenfalls an.

Das Fa(k)tum 1, dass diese Umlage zwar die absolute Mehrheit der Verbraucher, aber gerade mal ein Drittel des Verbrauchs verteuert, wird wie gewohnt unterschlagen. Das würde übrigens auch im Fall steigender Netzentgelte wegen des gewünschten Ausbaus so eintreffen: Die auf alle gehandelten kWh umgelegten Kosten für den gewünschten Netzausbau nach BnetzA und ÜNB liegen bei mutmaßlichen 0,5 bis 1,0 ct / kWh – je nachdem, wen man fragt. Der Großteil (knapp 273 TWh) des Verbrauchs fällt aber bei begünstigten Endverbrauchern an. Der gesamte Betrag wird also am Ende weitgehend von denen getragen, die das nicht begünstigte Drittel Strom verbrauchen.

Ebenso wie das Faktum 2, dass nur die Hälfte der die EEG-Umlage an Erzeuger des RES-Stroms geht. Der Rest indirekt in den Netzunterhalt.

Faktum 3: Der nach der festenEinspeisevergütung des EEG vergütete Strom hat für den Handel an der Börse einen Einkaufspreis von 0 ct / kWh und wird von den Netzbetreibern vermarktet. Wohin die Einnahmen gehen? Gute Frage. Ist der Netzbetrieb die neue Gelddruckmaschine?

16.3. Anteil der ÜNB: Nach AusglMechV sind ÜNB verpflichtet, die gemäß EEG-Einspeisevergütung an sie weitergereichten EEG-Mengen auf dem Spotmarkt zu veräußern. Daher entfällt verkaufsseitig ein hoher, aber stetig abnehmender Anteil des Spotmarktvolumens auf die ÜNB. EPEX SPOT:

2012: 28% / 84,4TWh

2013: 23% / 69,3 TWh

2014: 19% / 50,6 TWh

2015: 18% / 47,8 TWh

Grund: Zunehmende Zahl von EEG-Anlagen-Betreibern hat sich für Direktvermarktung entschieden, so dass sich das von den ÜNB zu vermarktende Volumen entsprechend reduziert. S. 178

15. Umlagen, Netzentgelte, market enabling factors:

15.1. Umlagen steigen: Netzentgelte, EEG, Steuern S. 6

15.1.1. Netzentgelte 2013 (S. 19):

• Haushaltskunde (Grundversorgung), Verbrauch 3.500 kWh/a: 6,47 ct/kWh – 6,71 ct / kWh 2015, S. 9, S. 25, S.117
• Gewerbekunde, Verbrauch 50 MWh / a: 5,65 ct/kWh, (2013) +0,08 ct / kWh 2015 zu 2014; = 5,85 ct / kWh, S. 25, S. 117
• Industriekunde, Verbrauch 24 GWh / a: 1,90 ct/kWh( 2013) -0,06 ct. /kWh 2015 zu 2014, S. 9; 2,06 ct / kWh, S. 25, S. 117, S. 118

• Haushaltskunden: Haushalte mit einem Jahresverbrauch von 3.500 kWh/Jahr, Versorgung in Niederspannung
• 2015: Nicht-Haushaltskunden Jahresverbrauch > 2 GWh nahmen fast die Hälfte der Gesamtelektrizität ab. S. 34
• 2015: Nicht-Haushaltskunden Jahresverbrauch 10 MWh – 2 GWh nahmen 26% der Gesamtelektrizität ab. S. 34

Achtung: Ermäßigungen bei EEG-Umlage und Netzentgelt ab 1 GWh. Diese Abnahmebänder sind willkürlich und schwer interpretierbar.

• 2015: Haushalte Jahresverbrauch < 10 Mwh nahmen 25,4% der Gesamtelektrizität ab. S. 34

• Gewerbekunden: Jahresverbrauch von 50 MWh/a, Jahreshöchstlast von 50 kW und Jahresbenutzungsdauer von 1.000 Stunden, Versorgung in Niederspannung (0,4 kV) (Sofern bei Gewerbekunden keine Leistungsmessung erfolgt, war der Wert auf der Basis einer Belieferung ohne Leistungsmessung anzugeben.)
• Industriekunden: Jahresverbrauch von 24 GWh /Jahr, Jahreshöchstlast von 4.000 kW und Jahresbenutzungsdauer von 6.000 Stunden, Versorgung in Mittelspannung (10 oder 20 kV) Die Umlagen und Vergünstigungen nach § 19 Strom-NEV bleiben bei dieser Darstellung unberücksichtigt. S. 85
• 2015 setzten rund 1.150 Unternehmen bundesweit rund 266 TWh Strom an RLM-Kunden ab (Vorjahr: 268 TWh)
• 161 TWh an SLP-Kunden (Vorjahr: 160 TWh)
• SLP-Kunden: 14 TWh Heizstrom
• 106 TWh auf sonstige SLP-Sondervertragskunden
• 41 TWh auf SLP-Grundversorgungskunden. S. 41

Definition Haushaltskunden, Gewerbekunden und Industriekunden, S. 85

Achtung, das weicht deutlich von den Subventionskriterien für energieintensive Unternehmen ab: 1 GWh / a und 10 GWh / a bei 17% Bruttowertschöpfungsanteil.

14. Mittlere Übertragungskapazität:

NTC: net transfer capacity. Gemeint sind nicht die Verschiebungskapazitäten des Netzes für Leistung oder die Übertragungskapazitäten des Netzes für Energie. Gemeint sind auch nicht die Nettokapazitäten nach Abzug der Leitungsverluste, sondern gemeint sind die durchschnittlich genutzten Kapazitäten aus den Aufzeichnungen der ÜNB: Leider kann man nicht erkennen, um was es sich handelt: Über Aufzeichnung der Strom- und Spannungsdaten gemessene, reale Leistungsverschiebungen bzw. zugehörige Stromflüsse oder um die Handelsdaten der Kunden. So wie hier dargestellt, sind die Zahlen wertlos.

Die mittlere verfügbare Übertragungskapazität zu den angrenzenden Ländern hat sich im Jahr 2015 verändert. Gegenüber 2014 ist die Kapazität um rund sieben Prozent auf rund 19,7 GW gesunken

(Import- und Exportkapazitäten). Im Jahr 2014 war sie gegenüber 2013 noch um rund 0,3 Prozent gestiegen.

Der Handelssaldo ist trotzdem weiter angestiegen, da der Export im Vergleich zum Import zugelegt hat und die gesunkenen Übertragungskapazitäten häufiger ausgenutzt wurden. S. 23

Vgl. ab S. 143

13. Ausgleichsenergie / Redispatch

13.1. Durch Maßnahmen betroffene Menge Energie:

Degenerativ: 1.467 Mwh / RES: 12.813 MWh, S. 19

Ausfallarbeit 2013 555 GWh, S. 19

Ausfallarbeit 2015 4.722 GWh (bei 1.581 in 2014) GWh, S. 9, S. 24, S. 107,

13.2.1. Volumen spannungsbedingter Re-Dispatch 2013: 2,278 GWh, S. 75

13.2.2. Spannungsbedingter Redispatch 2015, 440 GWh, S. 105

[1] Da sich spannungsbedingte Redispatchmaßnahmen auf räumlich größere Netzregionen (und nicht auf einzelne Leitungen bzw. Umspannwerke) beziehen, wird aus Darstellungsgründen auf eine Übersichtskarte verzichtet. S. 105.

13.3.1 Volumen strombedingter Re-Dispatch 2013: 2.069 GWh, S. 76

13.3.2. Redispatch 2015 gesamt ca. 16.000 GWh, S.9, S. 24,

13.3.3. strom- und spannungsbedingter Redispatch Gesamtdauer von 15.811 Stunden (2014: 8.453 Stunden), S. 100

13.3.4. An 331 Tagen Eingriffe angewiesen … beinahe täglich, S. 100

13.4. Gegengeschäfte 2,112 GWh, S. 76,

13.4.1. Gesamtmenge 4.390 GWh (4.690 2012), S. 76

Vgl. Top Ten Netzelemente Strombedingter Redispatch 2013, S. 77

13.4.2. Redispatch 2015 gesamt ca. 16.000 GWh, S.9, S. 24, 2014 5.197 GWh, S. 24

2015 sehr hoher Redispatchbedarf, S.100

Einspeisereduzierungen 2015 7.994 GWh (2014: 2.600 GWh). Anpassungen durch Einspeiseerhöhungen 8.006 GWh (2014: 2.597 GWh).

Gesamte Menge Redispatch 2015 16.000 GWh (2014: 5.197 GWh). Gegenüber 2014 Redispatch 2015 zu 2014 mehr als verdreifacht. Absenkung Einspeiseleistung 2015 1,9% (2014: 0,6% Nicht-EE) Gesamtanteil Erhöhung und Absenkung 3,9% (2014: 1,2%) Erzeugung durch Nicht-EE, S. 101

13.5. 2015 überwiegend strombedingter Redispatch: 13.660 Stunden / Einspeisereduzierungen 7.553 GWh. S. 101

13.459 Stunden (99%) auf 20 Netzelemente (Tabelle S. 102)

13.6. Größte Belastungen 2015:

Leitung Remptendorf-Redwitz, Region Brunsbüttel (Hamburg Nord), Leitung Vierraden – Krajnik PL. S. 24

12. Leitungsbedarf, Netz-Ist-Stand:

12.1. … gesamte Stromkreislänge (Kabel und Freileitungen) des Übertragungsnetzes zum 31. Dezember 2015 insgesamt 36.001 km….

12.1.1. … die Stromkreislänge auf ÜNB-Ebene gegenüber dem Vorjahr 2014 um 1.389 km erhöht S. 33, S.

12.1.2. Zählpunkte in Netzgebieten ÜNB. S. 35., S. 76, 77, Alle mit registrierender Lastgangmessung (Leistungsmittelwert).

12.1.3. Entnahmemenge der an ÜNB angeschlossenen Letztverbraucher (153 / Stand: 31. Dezember 2015): 27,4 TWh (- 1 TWh zu 2014)

12.2. Ausbau

12.2.1. 1.887 km Leitungsbedarf, 438 km realisiert, Bislang keine Erdkabel in Betrieb, S. 18

12.2.2. Von … erforderlichen rund 1.800 Leitungskilometern … Quartalsberichts III 2016 – … rund 650 Kilometer realisiert (35 %) … 900 Kilometer genehmigt.

Ca. 45% fertig bis 2017. S. 23, S. 76

Bislang ist noch keines der Vorhaben mit Pilotstrecken für Erdkabel in Betrieb. S. 23, 76, 77,

Amprion bereitet Testbetrieb für 380-kV-Erdkabel-

Pilotprojekt in Raesfeld vor. S. 23, S. 76, 77,

11. Versorgungssicherheit:

11.1. Betrachtung für Versorgungssicherheit ohne Solar, Wasser und Wind, S. 44

11.2. Versorgungssicherheit: Kommt es gleichzeitig zu hohen Stromeinspeisungen durch Windenergieanlagen in Norddeutschland und zusätzlich noch zu ungeplanten Kraftwerksausfällen in Süddeutschland, werden die Stromleitungen stark beansprucht, S. 54/55.

Der Fall zusätzlicher Kraftwerksausfälle wird allerdings in den Szenariorahmenentwürfen (SRE) und NEP nicht betrachtet.

Dort wird die Risiko- und Sensitivitätsanalyse stets auf den Ausfall einer Komponenten (n-1) geprüft. Sinnvoll schlicht, weil es in vermaschten Systemen (faktische Realität des Übertragungsnetzes) Alternativen gibt. (Umleitungen, Transite, Ringflüsse).

11.3. Prognose Mehrbedarf durch AKW-Abschaltung plus Sowieso-Bedarf: 3.091 MW, plus extra 545 MW, mit Grafenrheinfeld 6.000 MW und Gundremmingen B 7.000 MW gesamt. S. 55

11.4. 2014/2015 3,1 GW; S. 18 (Prognose)

11.5. Netzreserve – Einsatz der Reservekraftwerke:

Sicherung der Netzstabilität im Winter 2015/ 2016 hielten ÜNB 7.515 MW Reservekraftwerksleistung vor, verteilt auf 3.000 MW Inland und 4.500 MW Ausland.

S 114

Auslandsdeckung im Winter: 80% S. 115

11.6. Maxima:

November 2015: 2.210 MW

Dezember 2015: 3.499 MW

Januar 2016: 2.727 MW